RU2314415C2 - Способ и устройство для многопластового заканчивания скважины (варианты) - Google Patents

Способ и устройство для многопластового заканчивания скважины (варианты) Download PDF

Info

Publication number
RU2314415C2
RU2314415C2 RU2005138838/03A RU2005138838A RU2314415C2 RU 2314415 C2 RU2314415 C2 RU 2314415C2 RU 2005138838/03 A RU2005138838/03 A RU 2005138838/03A RU 2005138838 A RU2005138838 A RU 2005138838A RU 2314415 C2 RU2314415 C2 RU 2314415C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
tool
valve
state
tools
column
Prior art date
Application number
RU2005138838/03A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2005138838A (ru
Inventor
Гари Л РИТЛЕВСКИ (US)
Гари Л РИТЛЕВСКИ
Ашиш ШАРМА (US)
Ашиш ШАРМА
Лиана М МАЙТРИ (US)
Лиана М МАЙТРИ
Original Assignee
Шлюмбергер Текнолоджи Б.В.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Family has litigation
First worldwide family litigation filed litigation Critical https://patents.darts-ip.com/?family=38566803&utm_source=google_patent&utm_medium=platform_link&utm_campaign=public_patent_search&patent=RU2314415(C2) "Global patent litigation dataset” by Darts-ip is licensed under a Creative Commons Attribution 4.0 International License.
Priority claimed from US10/905,073 external-priority patent/US7387165B2/en
Application filed by Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. filed Critical Шлюмбергер Текнолоджи Б.В.
Publication of RU2005138838A publication Critical patent/RU2005138838A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2314415C2 publication Critical patent/RU2314415C2/ru

Links

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
    • E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
    • E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
    • E21B34/14—Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by movement of tools, e.g. sleeve valves operated by pistons or wire line tools
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B23/00—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing or removing tools, packers or the like in boreholes or wells
    • E21B23/02—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing or removing tools, packers or the like in boreholes or wells for locking the tools or the like in landing nipples or in recesses between adjacent sections of tubing
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/14—Obtaining from a multiple-zone well
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/25—Methods for stimulating production
    • E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
    • E21B49/08—Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells
    • E21B49/087—Well testing, e.g. testing for reservoir productivity or formation parameters

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)
  • Testing Of Devices, Machine Parts, Or Other Structures Thereof (AREA)
  • Check Valves (AREA)
  • Apparatus Associated With Microorganisms And Enzymes (AREA)
  • Taps Or Cocks (AREA)
  • Sampling And Sample Adjustment (AREA)
  • Basic Packing Technique (AREA)

Abstract

Изобретение относится к многопластовому заканчиванию скважины. Обеспечивает повышение надежности устройства и повышение эффективности способа. Сущность изобретения: устройство содержит колонну, имеющую проход, и множество инструментов, установленных в колонне и приспособленных для установки в состояние захвата объектов по существу одинакового размера, перемещаемых вниз по стволу скважины через проход, при этом каждый инструмент, при установке в состояние захвата, способен ограничивать его внутренний диаметр от большего размера до меньшего размера для захвата одного из объектов. По способу используют колонну, имеющую множество инструментов и проход, проходящий через инструменты, и без спуска активизирующего инструмента в проход выборочно активизируют инструменты колонны для перехода каждого активизированного инструмента из первого состояния, в котором инструмент обеспечивает возможность перемещения свободнопадающего объекта через проход, во второе состояние, в котором инструмент обеспечивает захват свободнопадающего объекта. 5 н. и 33 з.п. ф-лы, 11 ил.

Description

Настоящее изобретение в общем относится к способу и устройству для многопластового заканчивания скважины.
Для повышения добычи в подземной скважине слои скважины можно разрывать с использованием содержащей расклинивающий наполнитель жидкости для гидравлического разрыва под давлением или других текучих сред для обработки пласта, таких как кислоты. Слои обычно разрывают по одному за один раз, посредством направления жидкости для гидравлического разрыва к подлежащему разрыву слою и изолируя другие слои.
Традиционная система гидравлического разрыва включает поверхностные насосы, создающие давление жидкости для гидравлического разрыва, которая может подаваться вниз по стволу скважины через центральный проход колонны труб. Колонна проходит вниз по стволу скважины через ствол скважины, который пересекает различные слои, подлежащие разрыву, и колонна может включать клапаны (например, золотниковые клапаны), которые в общем выровнены со слоями так, чтобы можно было использовать эти клапаны для управления сообщения по текучей среде между центральным проходом колонны и слоями. Таким образом, когда выполняется операция разрыва на одном из слоев, один из клапанов открыт так, чтобы жидкость для гидравлического разрыва могла передаваться через открытый клапан к прилегающему слою.
Для дистанционного управления клапанами с поверхности скважины клапаны могут содержать седла для шаров различных размеров. Более конкретно, чтобы задавать и приводить в действие клапаны, с поверхности скважины в центральный проход колонны можно забрасывать шары, имеющие различные размеры. Каждый размер шара может быть однозначно связан с отличающимся клапаном таким образом, чтобы конкретный размер шара использовался для активизирования определенного клапана. Самый маленький шар открывает самый глубокий клапан. Более конкретно, свободнопадающие шары застревают или "захватываются" седлом для шара заданного клапана. Для обеспечения различий между различными клапанами каждое седло для шара колонны имеет отличающийся диаметр.
После застревания шара в седле поток текучей среды через центральный проход колонны становится ограниченным, условие, которое позволяет прикладывать давление жидкости с поверхности скважины с целью приложения направленного вниз усилия к шару. Седло для шара обычно прикреплено к втулке клапана для передачи усилия втулке, чтобы заставить клапан открыться.
Кольцевая область, которая используется каждым седлом для шара, ограничивает площадь поперечного сечения потока через колонну (даже в отсутствие шара), и добавление каждого клапана (и седла для шара) в колонну дополнительно ограничивает площадь поперечного сечения потока через центральный проход колонны, поскольку поток через каждое седло для шара постепенно становится более узким с увеличением количества седел для шаров. Таким образом, большое количество клапанов может значительно ограничить площадь поперечного сечения потока через колонну.
В качестве альтернативы седлу для шара, располагаемому в колонне как часть клапанов, чтобы управлять клапанами, можно располагать по выбору на боковой поверхности центрального прохода колонны единственный инструмент активизирования. Более конкретно, инструмент активизирования клапанов может быть опущен вниз по стволу скважины с помощью механизма перемещения к клапану, который подлежит открытию, и для закрытия предварительно открытых клапанов.
Проблема, связанная с этим альтернативным решением, заключается в том, что насосам для гидравлического разрыва у поверхности скважины, возможно, придется простаивать после разрыва каждого слоя. Кроме того, каждый клапан обычно закрывается после связанной с ним операции разрыва. Повторное закрытие клапанов требует, чтобы сальниковые уплотнения и уплотняемые поверхности выдерживали операции разрыва без повреждения.
Известно устройство для многопластового заканчивания скважины, содержащее колонну, имеющую проход, и множество инструментов, установленных в колонне и приспособленных для установки в состояние захвата объектов по существу одинакового размера, перемещаемых вниз по стволу скважины через проход (см., например, авторское свидетельство СССР 907225 от 23.02.1982).
Таким образом, целью настоящего изобретения является создание устройства и способа многопластового заканчивания скважины, обеспечивающих решение одной или нескольких проблем, сформулированных выше.
Согласно изобретению создано устройство для многопластового заканчивания скважины, содержащее колонну, имеющую проход, и множество инструментов, установленных в колонне и приспособленных для установки в состояние захвата объектов по существу одинакового размера, перемещаемых вниз по стволу скважины через проход, при этом каждый инструмент, при установке в состояние захвата, способен ограничить его внутренний диаметр от большего размера до меньшего размера для захвата одного из объектов.
Размеры объектов могут отличаться менее чем приблизительно на 0,125 дюйма.
Объекты могут включать по меньшей мере свободнопадающий объект или нагнетаемый насосом объект.
Только один из множества инструментов может быть установлен в состояние захвата в любой момент времени.
Каждый инструмент при его установке в состояние захвата может ограничивать свой внутренний диаметр одинаковым размером для захватывания объекта.
Множество инструментов могут быть приспособлены для установки в состояние захвата в соответствии с последовательностью. Указанная последовательность может быть основана на положении инструмента в колонне. Последовательность может являться последовательностью, в которой инструменты устанавливаются в состояние захвата с помощью каждого нижнего инструмента, находящегося в последовательности перед верхним инструментом.
Каждый инструмент может быть приспособлен для установки другого инструмента в состояние захвата в ответ на выполнение функции в скважине каждого инструмента.
Инструменты могут быть клапанами.
По меньшей мере один из инструментов может быть приспособлен для ограничения прохода для потока через инструмент в ответ на захват инструмента одного из объектов и использования сужения потока для активизации инструмента.
По меньшей мере один из инструментов может быть клапаном, содержащим втулку, приспособленную для реагирования на усилие, сообщаемое через ограниченный поток, для открытия клапана.
Клапан может дополнительно содержать промывной канал, приспособленный для сообщения давления, с целью установки другого инструмента в состояние захвата в ответ на открытие клапана.
В другом варианте устройство для многопластового заканчивания скважины содержит трубчатый элемент, содержащий проход, первый инструмент, прикрепленный к трубчатому элементу и приспособленный для установки в состояние для захвата первого объекта, перемещаемого через проход, и выполнения операции после захвата первого объекта, и второй инструмент, прикрепленный к трубчатому элементу и приспособленный для перехода в состояние для захвата второго объекта, перемещаемого через проход, в ответ на операцию.
Первым объектом и вторым объектом могут быть сферы одинакового размера.
По меньшей мере один первый инструмент или второй инструмент может быть клапаном.
Первый инструмент может быть клапаном, содержащим втулку, предназначенную для открытия и закрытия клапана, при этом втулка открывается для выполнения операции, и открытие втулки устанавливает сообщение по текучей среде, для обеспечения перехода второго инструмента в состояние захвата второго объекта.
Первый инструмент может быть втулкой, приспособленной для образования седла для захвата первого объекта для установки первого инструмента в состояние захвата.
Второй инструмент может быть втулкой, приспособленной для образования седла для захвата первого объекта для установки второго инструмента в состояние захвата.
Второй инструмент может представлять собой поверхность, контактирующую с первым объектом после перехода второго инструмента в состояние захвата второго объекта и приспособленную для предотвращения образования герметизации между первым объектом и поверхностью.
Согласно изобретению создан способ многопластового заканчивания скважины, при котором используют колонну, имеющую множество инструментов и проход, проходящий через инструменты, и без спуска активизирующего инструмента в проход выборочно активизируют инструменты колонны для перехода каждого инструмента из первого состояния, в котором инструмент обеспечивает возможность перемещения свободнопадающего объекта через проход, во второе состояние, в котором инструмент обеспечивает захват свободнопадающего объекта.
Инструменты можно активизировать в соответствии с последовательностью. Указанная последовательность может быть основана на положении инструмента в колонне.
Нижние инструменты колонны можно активизировать перед активизированием верхних инструментов колонны.
Активизирование может происходить в ответ на выполнение одним из инструментов колонны функции в скважине.
Инструменты могут представлять собой клапаны.
В другом варианте в способе многопластового заканчивания скважины опускают первый объект в проход колонны, осуществляют захват первого объекта первым инструментом в скважине, после захвата объекта прикладывают давления в проходе для обеспечения выполнения первым инструментом операции, производящей изменение давления в скважине, и в ответ на изменение давления осуществляется переход второго инструмента из первого состояния, в котором второй инструмент обеспечивает перемещение второго объекта через колонну и через второй инструмент, во второе состояние, в котором второй инструмент захватывает второй объект.
Первый объект и второй объект могут представлять собой сферы одинакового размера.
По меньшей мере первый инструмент или второй инструмент может быть клапаном.
Первый инструмент может быть клапаном, и дополнительно выполняется открытие клапана для изменения давления.
Ответное на измененное давление действие может содержать сжатие втулки второго клапана для образования седла для захвата второго объекта.
Способ может дополнительно содержать перемещение первого объекта вверх по потоку для перехода второго инструмента из второго состояния в первое состояние.
При перемещении первого объекта его используют для контакта с радиально сжатым механизмом второго инструмента, чтобы вдавить механизм в кольцевую область, в которой он радиально расширяется.
Согласно другому варианту устройство для многопластового заканчивания скважины содержит колонну, предназначенную для опусканию в скважину и содержащую проход, и клапан, прикрепленный к колонне и содержащий корпус, имеющий отверстия, для сообщения по текучей среде между проходом и областью вне колонны, при этом по меньшей мере одно из отверстий содержит прорезь, имеющую продольную длину, превышающую ширину прорези по меньшей мере в пять раз.
Клапан может содержать втулку, приспособленную для перемещения для выборочной блокировки отверстия с целью управления сообщением по текучей среде между проходом и указанной областью.
Продольная длина указанной прорези может превышать ее ширину по меньшей мере в десять раз, предпочтительно по меньшей мере в двадцать раз.
Отверстия корпуса могут проходить в спиральной конфигурации относительно продольной оси клапана.
Преимущества и другие признаки изобретения станут очевидными из последующего описания чертежей, на которых изображено следующее.
Фиг.1 изображает устройство для многопластового заканчивания скважины согласно варианту осуществления изобретения.
Фиг.2 и 3 изображают клапан в закрытом состоянии и перед установкой в состояние захвата шара согласно варианту осуществления изобретения.
Фиг.4 изображает клапан в закрытом состоянии и после установки в состояние захвата шара согласно варианту осуществления изобретения.
Фиг.5 и 6 изображают клапан в его открытом состоянии согласно варианту осуществления изобретения.
Фиг.7 представляет схему последовательностей операции разрыва слоев в скважине с множеством продуктивных слоев согласно варианту осуществления изобретения.
Фиг.8 представляет вид в перспективе, иллюстрирующий особенности поверхности на нижнем конце цангового патрона клапана, согласно варианту осуществления изобретения.
Фиг.9 и 10 изображают различные состояния клапана, который использует пружинное кольцо в качестве улавливающего приспособления для шаров, в соответствии с вариантом осуществления изобретения.
Фиг.11 представляет вид в перспективе корпуса клапана согласно другому варианту осуществления изобретения.
На фиг.1 устройство 10 для многопластового заканчивания скважины посредством гидравлического разрыва включает колонну 12, проходящую в ствол 11 скважины, пересекающий N слоев 15 скважины (слои 151, 152, 153...15N-1 и 15N, изображенные в качестве примеров). Колонна 12 включает клапаны 14 (клапаны 141, 142, 143...14N-1 и 14N, изображенные в качестве примеров), каждый из которых связан с конкретным слоем 15. Например, клапан 143 связан со слоем 153. Таким образом, для разрыва конкретного слоя 15 открывается связанный с ним клапан 14 (первоначально спущенный вниз по стволу скважины в закрытом состоянии) падающим шаром и нагнетанием, которое смещает отверстие золотникового клапана (как описано ниже), чтобы обеспечить связь между центральным проходом колонны 12 и связанным слоем 15. Эта связь, в свою очередь, позволяет направлять жидкость для гидравлического разрыва и давление к связанному слою 15.
Более конкретно, в некоторых вариантах осуществления изобретения каждый клапан 14 управляет связью между центральным проходом колонны 12 и кольцевой областью, которая окружает клапан 14. Когда колонну 12 спускают в скважину, все клапаны 14 первоначально закрыты. Однако клапаны 14 последовательно открывают по одному за раз в предварительно определенной последовательности (описанной ниже) с целью разрыва слоев 15.
В качестве более характерного примера, в некоторых вариантах осуществления изобретения, клапаны открывают в последовательности, которая начинается внизу колонны 12 с самого нижнего клапана 14N, переходя вверх по стволу скважины к следующему непосредственно примыкающему клапану 14, затем к следующему непосредственно примыкающему клапану 14, и т.д. Таким образом, клапан 14N открывается перед клапаном 14N-1, клапан 143 открывается перед клапаном 142 и т.д.
С целью открытия конкретного клапана 14 с поверхности скважины используется свободнопадающий или нагнетаемый насосом вниз объект в центральном проходе колонны 12. Ниже с целью разъяснения последующего обсуждения предполагается, что объект представляет собой сферический шар. Однако должно быть понятно, что в других вариантах осуществления изобретения могут использоваться другие типы объектов и/или объекты, имеющие отличающиеся формы.
В некоторых вариантах осуществления изобретения может использоваться шар такого же размера (хотя в других вариантах осуществления изобретения могут использоваться шары различных размеров), чтобы открывать все клапаны 14, как только один из предварительно нераскрытых клапанов (называемый здесь "целевой клапан") находится в "состоянии захвата шара" в любой момент времени. Более конкретно, в соответствии с некоторыми вариантами осуществления изобретения все шары, которые нагнетают насосом или спускают в скважину с целью открытия одного из клапанов 14, могут иметь диаметры, которые отличаются друг от друга меньше, чем приблизительно на 0,125 дюйма.
Как описано ниже, первоначально все клапаны 14 закрыты, и ни один из клапанов 14 не находится в состоянии захвата шара. Когда конкретный клапан 14 открывается, клапан 14 помещает следующий клапан 14 в последовательности в состояние захвата шара. Когда он находится в состоянии захвата шара, клапан 14 формирует седло, которое представляет проход для потока ограниченного поперечного сечения для захвата шара, заброшенного в центральный проход колонны 12. Для описанной выше последовательности неоткрытые клапаны 14, которые расположены выше неоткрытого клапана 14, находящегося в состоянии захвата шара, обеспечивают возможность прохода шара.
После того как шары застревают в улавливающем приспособлении для шаров целевого клапана 14, шар значительно ограничивает, если не закрывает герметически, центральный проход колонны 12 ниже шара, так что выше шара может прикладываться давление жидкости, чтобы производить усилие, заставляющее клапан открываться, как дополнительно описано ниже.
В качестве более характерного примера шар можно забрасывать с поверхности скважины в центральный проход колонны 12 с целью открытия предварительно неоткрытого клапана 14N, который предварительно был установлен в состояние захвата шара. В ответ на давление жидкости, которое применяется к получаемому в результате ограниченному центральному проходу, клапан 14N открывается, обеспечивая возможность операции разрыва, которую нужно выполнять на связанном слое 15N. Открывание клапана 14N, в свою очередь, помещает следующий клапан 14N-1 в последовательности в состояние захвата шара. Как только операция разрыва на слое 15N закончена, в центральный проход колонны 12 забрасывают другой шар с целью открытия клапана 14N-1, чтобы можно было разорвать слой 15N-1. Таким образом, эта последовательность продолжается до тех пор, пока последний клапан 141 не будет открыт, а связанный слой 151 разорван.
В качестве более характерного примера в соответствии с некоторыми вариантами осуществления изобретения фиг.2 и 3 изображают верхнюю 14А и нижнюю 14В секции клапана 14, который закрыт и не был установлен в состояние захвата шара (то есть, клапан 14 находится в своем исходном состоянии, когда попадает в скважину). Таким образом, как изображено на фиг.2 и 3, клапан 14 не ограничивает свой центральный проход 24. Как дополнительно описано ниже, клапан 14 может быть впоследствии установлен в состояние захвата шара, состояние, в котором клапан 14 сжимает цанговый патрон 30, чтобы образовать кольцевое седло для захвата шара.
Обратимся теперь к конкретным подробностям варианта осуществления, который изображен на фиг.2 и 3. В некоторых вариантах осуществления изобретения клапан 14 включает в общем цилиндрическую верхнюю секцию 20 корпуса (фиг.2), которая является коаксиальной с продольной осью 26 клапана 14. Верхняя секция 20 корпуса включает отверстие 19 для связи по текучей среде (для флюида скважины, жидкости для гидравлического разрыва и т.д.) с участком колонны 12, который расположен выше и прикреплен к верхней секции 20 корпуса. На своем нижнем конце верхняя секция 20 корпуса коаксиальна и подсоединена в общем к цилиндрической нижней секции 22 корпуса (фиг.2 и 3). Как изображено на фиг.2, в некоторых вариантах осуществления изобретения между верхней 20 и нижней 22 секциями корпуса может присутствовать уплотнение, типа уплотнительного кольца 23.
Клапан 14 включает клапанную втулку 60 (фиг.2), которая коаксиальна с продольной осью 26 и сконструирована для продольного перемещения в пределах кольцевого кармана 80 (фиг.3), который образован в верхней 20 и нижней 22 секциях корпуса клапана 14. Центральный проход клапанной втулки 60 образует часть центрального прохода 24 клапана 14. Верхнее 62 и нижнее 64 уплотнительные кольца ограничивают внешнюю поверхность втулки 60 и образуют соответствующие кольцевые уплотнения между внешней поверхностью втулки 60 и внутренней поверхностью секции 20 корпуса для блокировки радиальных отверстий (на фиг.2 не показаны) в верхней секции 20 корпуса в течение закрытого состояния (изображенного на фиг.2 и 3) клапана 14. Как дополнительно описано ниже, когда втулка 60 перемещается по направлению вниз для открытия клапана 14, отверстия в верхней секции 20 корпуса открываются для помещения клапана 14 в открытое состояние, в котором образуется связь по текучей среде между центральным проходом 24 клапана 14 и областью, окружающей клапан 14.
На своем нижнем конце клапанная втулка 60 соединена с верхним концом цангового патрона 30, состояние радиального расширения/сжимания которого контролирует, когда клапан 14 находится в состоянии захвата шара. Цанговый патрон 30 в общем коаксиален с продольной осью 26. В некоторых вариантах осуществления изобретения цанговый патрон 30 включает нижний конец 32, в котором образованы продольные прорези 34, которые могут быть расположены с равными интервалами относительно продольной оси 26 цангового патрона 30.
В своем расширенном состоянии (изображенном на фиг.2), нижний конец 32 цангового патрона 30 расширяется радиально наружу с целью создания максимального диаметра через внутреннюю область цангового патрона 30. Таким образом, как изображено на фиг.2, в этом состоянии цангового патрона 30 отверстие 38 в нижнем конце 32 патрона 30 имеет свой максимальный внутренний диаметр, таким образом оставляя центральный проход 24 свободным.
Для радиального сжатия нижнего конца 32 цангового патрона 30 для установления клапана 14 в состояние захвата шара клапан 14 снабжен оправкой 40. Оправка 40 предназначена для скольжения в нисходящем продольном направлении (от положения, изображенного на фиг.2) с целью сдвигания втулки 48 поверх нижнего конца 32 для радиального сжатия нижнего конца 32. Оправка 40 изображена на фиг.2 в положении, обеспечивающем возможность полного радиального расширения нижнего конца 32 цангового патрона 30, и, таким образом, в этом положении, оправка 40 не конфигурирует цанговый патрон 30 для захвата шара.
С целью приведения в действие оправки 40, чтобы переместить оправку 40 в нисходящем направлении, оправка 40 снабжена головкой 43 поршня, которая имеет верхнюю поверхность 44. Верхняя поверхность 44, в свою очередь, находится в связи с проходом 42 для текучей среды, который может быть образован, например, в верхней секции 20 корпуса. Верхняя поверхность 44 головки 43 поршня открыта в верхнюю камеру 90 (имеющую на фиг.2 свой минимальный объем) клапана 14 с целью создания направленного вниз усилия на оправку 40 для сжатия нижнего конца 32 цангового патрона 30.
Как изображено на фиг.2, уплотнительное кольцо 47 образует уплотнение между внутренней поверхностью головки 43 поршня и внешней поверхностью цангового патрона 30, а нижнее уплотнительное кольцо 72 расположено на внешней стороне оправки 40 для образования уплотнения между внешней поверхностью оправки 40 и внутренней поверхностью верхней секции 20 корпуса. Благодаря этим уплотнениям верхняя камера 90 изолируется от нижней камеры 75, камеры, которая находится под нижней поверхностью 73 головки 43 поршня. Например, в некоторых вариантах осуществления изобретения нижняя камера 75 имеет газ типа воздуха под атмосферным давлением или другим низким давлением, или с вакуумом.
Нижний конец оправки 40 соединен с втулкой 48, имеющей внутренний диаметр, который установлен по размеру, приблизительно соответствующему наружному диаметру секции цангового патрона 30, расположенной выше расширяющегося нижнего конца 32. Таким образом, когда давление, которое проявляется на верхней поверхности 47 головки 43 поршня, создает усилие, которое превышает объединенную подъемную силу, проявляемую от камеры 75 на нижнюю поверхность 73, и силу реакции, которая проявляется из-за сжатия нижнего конца 32, втулка 48 ограничивает внутренний диаметр нижнего конца 32 цангового патрона 30, помещая клапан 14 в его состояние захвата шара.
Фиг.4 изображает верхнюю секцию 14А клапана 14, когда клапан 14 находится в состоянии захвата шара, в котором оправка 40 находится в своей самой нижней точке рабочего хода. В этом состоянии клапанная втулка 60 остается в своей верхней точке рабочего хода, сохраняя клапан 14 закрытым. Как показано, в этом положении наружный диаметр нижнего конца 32 цангового патрона 40 ограничен внутренним диаметром втулки 48, и внутри цангового патрона 30 образовано внутреннее кольцевое седло 94. Седло 94, в свою очередь, представляет ограниченный внутренний диаметр для захвата шара.
Захват шара в седле 94 по существу ограничивает, если не закрывает герметически, центральный проход клапана 14 выше шара от центрального прохода клапана 14 ниже шара. Из-за этого ограничения потока можно применять давление от поверхности скважины с целью прикладывания направленного вниз усилия к цанговому патрону 30. Поскольку верхний конец цангового патрона 30 соединен с нижним концом клапанной втулки 60, когда давление прикладывается к заклиненному шару и цанговому патрону 30, на клапанной втулке 60 создается соответствующее направленное вниз усилие. Втулка 60 может первоначально удерживаться в направленном вверх положении, которое изображено на фиг.2 и 4, таким механизмом (механизмами) (не изображенными на чертежах), как один или более фиксатор (фиксаторы), один или более срезаемые штифты, улавливающая камера (камеры) разряжения, или вакуум-камера (вакуум-камеры). Однако, когда к клапанной втулке 60 прикладывается достаточное направленное вниз усилие, этот механизм удерживания уступает, обеспечивая возможность для нисходящего движения клапанной втулки 60.
Таким образом, для открытия клапана 14 с поверхности скважины забрасывают шар и затем прикладывают достаточное давление (посредством сужения, вносимого заклиненным шаром), чтобы заставить клапанную втулку 60 сдвинуться из ее верхнего положения в ее самое нижнее положение, которое изображено на фиг.5 и 6. Более конкретно, фиг.5 и 6 изображают клапан 14 в его открытом состоянии. Как показано на фиг.5, в открытом состоянии один или несколько радиальных промывных каналов 100, образованных в верхней секции 20 корпуса, открыты в центральный проход 24 клапана 14. Таким образом, в открытом состоянии текучая среда, например жидкость для гидравлического разрыва, может передаваться из центрального прохода 24 колонны (фиг.1) в кольцевую область, которая окружает клапан 14. Следует отметить, что когда клапан 14 закрыт, радиальные промывные каналы 100 герметически закрыты между верхним 62 и нижним 64 уплотнительными кольцами.
На фиг.6 благодаря давлению, которое оказывается на клапанную втулку 60, сборка, образованная из клапанной втулки 60, цангового патрона 30, оправки 40 и втулки 48, перемещается вниз до нижней поверхности цангового патрона 30 и нижней поверхности втулки 48, постоянно находящейся на кольцевом уступе, который образован в нижней части кольцевого кармана 80. Фиг.6 также изображает сферу или шар 150, который опирается на седло 94 и вызывает переход клапана 14 в его открытое состояние.
На фиг.5 в открытом состоянии клапана 14 проход 70 находится в связи по текучей среде с центральным проходом 24. Это является отличием от закрытого состояния клапана, в котором уплотнительное кольцо 68 образует уплотнение между центральным проходом 24 и проходом 70, как изображено на фиг.2 и 4. Поэтому в открытом состоянии клапана давление текучей среды может передаваться в проход 70 (фиг.5) с целью перевода другого клапана 14 из колонны 12 (фиг.1) в его состояние захвата шара.
В качестве более характерного примера в некоторых вариантах осуществления изобретения проход 70 может находиться в связи по текучей среде с проходом 42 другого клапана 14 (например, непосредственно примыкающего к клапану 14, расположенному выше). Поэтому в ответ на перемещение клапанной втулки 60 в ее нижнее положение применяется направленное вниз усилие (через связь давления через проходы 70 и 42) к оправке 40 другого клапана 14 из колонны 12. В качестве более характерного примера в некоторых вариантах осуществления изобретения проход 70 каждого клапана 14 может находиться в связи по текучей среде с проходом 42 непосредственно примыкающего верхнего клапана в колонне 12. Таким образом, обращаясь, например, к фиг.1, отметим, что проход 70 клапана 143 соединен с проходом 42 клапана 142, a проход 70 клапана 143 соединен с проходом 42 клапана 141. Следует отметить, что клапан 141 в примерном варианте осуществления, который изображен на фиг.1, является самым верхним клапаном 14 в колонне 12. Таким образом, в некоторых вариантах осуществления изобретения проход 70 клапана 141 может быть герметически закрыт или не существовать.
Для самого нижнего клапана 14N проход 42 не соединен с проходом нижнего клапана. Таким образом, в некоторых вариантах осуществления изобретения самый нижний клапан 14N помещают в его состояние захвата шара, используя механизм, который отличается от описанного выше. Например, в некоторых вариантах осуществления изобретения, клапан 14N может быть установлен в его состояние захвата шара в ответ на задающее воздействие текучей среды, которая передается вниз по стволу скважины через центральный проход колонны 12. Таким образом, самый нижний клапан 14N может включать механизм, типа разрывной мембраны, который реагирует на дистанционно сообщаемое задающее воздействие, чтобы позволить применить направленное вниз усилие к оправке 40.
В некоторых вариантах осуществления изобретения вышеупомянутый исполнительный механизм может перемещать оправку 40 в нисходящем направлении в ответ на задающее воздействие внизу по стволу скважины, которое сообщается через линию прихватывания или проводную линию связи, спускающуюся вниз по стволу скважины по центральному проходу колонны 12. В качестве еще одного примера задающее воздействие может быть закодировано в акустической волне, которая сообщается через колонну 12.
В качестве другого примера способа устанавливания клапана 14N в его состояние захвата шара в некоторых вариантах осуществления изобретения оправка 40 может иметь профиль на своей внутренней поверхности для зацепления инструмента смещения, который спускают вниз по стволу скважины через центральный проход колонны 12 с целью перемещения оправки 40 по направлению вниз, чтобы установить клапан 14N в его состояние захвата шара. В некоторых вариантах осуществления изобретения клапан 14N может быть спущен вниз по стволу скважины с цанговым патроном (заменяющим цанговый патрон 30), который уже сконфигурирован так, чтобы представлять седло для захвата шара. Таким образом, возможны множество модификаций, и все они находятся в пределах объема заявляемого изобретения.
Поскольку клапан 14N является последним клапаном в колонне 12, могут возникать другие проблемы в действии клапана 14N. Например, ниже самого нижнего слоя 15N, вероятно, имеется закрытая камера в скважине. Если шар был заброшен на седло 94 (фиг.14), клапанная втулка 60 клапана 14N не сможет смещаться вниз, потому что любое перемещение вниз может увеличивать давление ниже шара. Таким образом, в некоторых вариантах осуществления изобретения колонна 12 включает камеру 17 атмосферного давления (фиг.1), которая расположена ниже клапана 14N. Например, камеру 17 можно образовывать в боковом кармане в стенке колонны 12. Чтобы инициировать клапан 14N для операции, в скважину может быть спущен стреляющий перфоратор через центральный проход колонны 12 к местоположению, где расположена камера 17. Тогда по меньшей мере одно отверстие, образованное в результате выстрела стреляющего перфоратора, может проникать через камеру 17 атмосферного давления для создания более низкого давления, необходимого для смещения клапанной втулки 60 по направлению вниз, чтобы открыть клапан 14N.
В некоторых вариантах осуществления изобретения, когда камера 17 пробита, вверх по стволу скважины передается сигнал по давлению, и этот сигнал по давлению может использоваться, чтобы передать сигнал клапану 14N относительно смещения оправки 40 средства управления по направлению вниз для установления клапана 14N в состояние захвата шара. Более конкретно, в некоторых вариантах осуществления изобретения клапан 14N может включать датчик давления, который обнаруживает сигнал по давлению, чтобы исполнительный механизм клапана 14N мог реагировать на сигнал по давлению для перемещения оправки 40 по направлению вниз, чтобы сжать нижний конец 32 цангового патрона 30.
В качестве альтернативы, в некоторых вариантах осуществления изобретения цанговый патрон 30 клапана 14N может быть предварительно сконфигурирован так, чтобы седло 94 находилось уже в своем ограниченном положении, когда колонна 12 попадает в скважину. Затем можно опустить стреляющий перфоратор через центральный проход колонны 12 с целью пробивки камеры 17 атмосферного давления, чтобы в будущем обеспечить возможность нисходящего перемещения золотникового клапана 60, как описано выше.
Рассмотрим фиг.7, где в некоторых вариантах осуществления изобретения способ 200 может использоваться для разрыва множества продуктивных слоев подземной скважины. Способ 200 используется вместе с колонной, которая включает клапаны, подобные клапанам, описанным выше, типа колонны 12, которая содержит клапаны 14 (фиг.1).
В соответствии со способом 200 самый нижний клапан колонны устанавливается в его состояние захвата шара на стадии 202. Затем согласно способу 200 начинают итерацию, в которой клапаны открываются в соответствии с последовательностью (например, последовательностью снизу вверх). В каждой стадии способ 200 включает опускание следующего шара в колонну 12 на стадии 204. Затем на стадии 206 к шару прикладывается давление, чтобы заставить клапан открыться и установить другой клапан (если должен быть открыт другой клапан) в состояние захвата шара. Впоследствии на стадии 208 осуществляют разрыв в слое, который связан с открытым клапаном. Если другой слой подлежит разрыву на стадии 210, то способ 200 включает возвращение к стадии 204, чтобы выполнить другую итерацию.
В качестве более характерного примера в некоторых вариантах осуществления изобретения самый нижний клапан 15N (фиг.1) может быть открыт посредством разрывной мембраны и камеры с атмосферным давлением. Более конкретно, колонна 12 подвергается воздействию повышенного давления, разрывная мембрана разрывается, и затем текучая среда нажимает на сторону поршня. Другая сторона этого поршня находится в контакте с камерой с атмосферным давлением или вакуумной камерой.
В противоположность традиционным колоннам, в которых используют захватывающие шары клапаны, клапаны 14 не закрываются, если они однажды были открыты, в некоторых вариантах осуществления изобретения. Кроме того, в некоторых вариантах осуществления изобретения, каждый клапан 14 остается в своем состоянии захвата шара, если он установлен в это состояние. Поскольку клапаны 14 предназначены для захвата шара одинакового размера, площадь поперечного сечения для потока, протекающего через центральный проход колонны, значительно не препятствует последующим операциям разрыва или добычи.
Следует отметить, что для произвольного клапана 14 в колонне 12, как только клапан 14 установлен в его состояние захвата шара, ограниченный диаметр, формируемый с нижнего конца цангового патрона 30, препятствует опусканию шара ниже цангового патрона 30 ниже вышерасположенной части потока. Поэтому во время противотечения может быть предотвращено прохождение каждого шара за нижний конец 32 цангового патрона 30 клапана 14, расположенного выше.
Однако в соответствии с некоторыми вариантами осуществления изобретения, каждый шар можно образовывать из материала, типа растворимого или ломкого материала, который обеспечивает возможность разрушения шара. Таким образом, хотя конкретный шар может проходить выше по потоку во время противотечения и входить в контакт с нижним концом цангового патрона 30, расположенного выше, шар в конечном счете размывается или по меньшей мере достаточно растворяется, чтобы протекать вверх через клапан, открывая связь через колонну 12.
В некоторых вариантах осуществления изобретения захваченный шар, используемый для активизирования нижнего клапана 14, может выталкиваться на цанговый патрон 30 более высокого клапана в колонне 12 до тех пор, пока цанговый патрон 30 перемещается в область (например, в углубленную область, которая сформирована в нижнем корпусе 22), которая имеет карман во внутреннем диаметре, чтобы обеспечить возможность повторно открыть цанговый патрон 30. Таким образом, когда цанговый патрон 30 повторно открывается, внутренний диаметр больше не является достаточно маленьким, чтобы заключать шар, так что шар может перемещаться вверх по стволу скважины. Возможны другие видоизменения, и они находятся в пределах объема притязаний прилагаемой формулы изобретения.
В варианте на фиг.8 нижняя поверхность 32 нижнего конца цангового патрона 30 сконструирована неоднородной, чтобы предотвратить образование уплотнения шаром, который расположен ниже цангового патрона 30 (и не растворился или не разрушился достаточно для прохождения через него), блокирующего связь по текучей среде. Таким образом, поверхность 32 может иметь одну или более неоднородностей, типа выемки 252, которые позволяют поверхности 32 не становиться эффективным седлом клапана. В поверхность 32 можно вводить другие типы неоднородностей, такие как выпуклые участки, в общем шероховатые поверхности и т.д., в зависимости от конкретного варианта осуществления изобретения.
Другие варианты осуществления находятся в пределах объема притязаний прилагаемой формулы изобретения. Например, рассмотрим фиг.9, на которой показан вариант, при котором в клапане 290 (который заменяет клапан 14) цанговый патрон 30 может быть заменен пружинным кольцом 300. Клапан 290 имеет в общем такую же конструкцию, как клапан 14, за исключением пружинного кольца 300 и следующих различий. Пружинное кольцо 300 в некоторых вариантах осуществления изобретения включает единственную открытую прорезь 309, когда клапан не находится в состоянии захвата шара. Таким образом, как изображено на фиг.9, в этом состоянии оправка 302 расположена над пружинным кольцом 300 так, что открытые концы 307 пружинного кольца 300 не сжаты, чтобы закрыть прорезь 309. Конец 304 оправки 302 может быть наклонным или скошенным в некоторых вариантах осуществления изобретения так, чтобы когда оправка 302 скользила вниз, как изображено на фиг.10, концы 307 входили в контакт, закрывая прорезь 309 (фиг.9) и, таким образом, ограничивали внутренний диаметр через пружинное кольцо 300. В состоянии, которое изображено на фиг.10, клапан находится в состоянии захвата шара, поскольку внутренний диаметр ограничен для захвата свободнопадающего или нагнетаемого насосом вниз объекта.
Конструкция пружинного кольца может быть предпочтительной в некоторых вариантах осуществления изобретения из-за того, что пружинное кольцо 300 включает в себя единственную прорезь 309 по сравнению с множеством прорезей 34 (см., например, фиг.2), которые присутствуют в цанговом патроне 30. Поэтому конструкция пружинного кольца может быть предпочтительной из-за того, что выполнять уплотнение легче, поскольку происходит меньшая величина утечки при стягивании пружинного кольца 300.
Обратимся вновь к фиг.1, на которой в некоторых вариантах осуществления изобретения колонна 12 может использоваться в стволе скважины (например, в скважине с необсаженным забоем или необсаженной скважине) как временное завершение. В таких вариантах осуществления между каждым клапаном и в кольцевом пространстве, образованном колонной труб и стволом скважины, могут использоваться механизмы уплотнения, чтобы изолировать зоны формации, подлежащие обработке флюидом для обработки пласта. Однако в других вариантах осуществления изобретения колонну 12 можно цементировать на месте в виде постоянного завершения. В таких вариантах осуществления цемент служит для изолирования каждой зоны формации.
Цементирование колонны 12 потенциально может блокировать открывания клапанов, если не наверняка, для некоторых характерных особенностей клапана 14. Например, обращаясь к фиг.5, отметим, что в некоторых вариантах осуществления изобретения клапан 14 может включать выступающие части 101, которые разнесены на расстояние вокруг продольной оси 26. Каждая выступающая часть 101 продолжается радиально наружу от основной цилиндрической стенки 103 верхнего корпуса 20, и каждый радиальный промывной канал 100 продолжается через одну из выступающих частей 101. Выступающие части 101 ограничивают пространство, иначе появляющееся между клапаном 14 и стволом скважины, чтобы ограничивать количество цемента, который потенциально может блокировать связь по текучей среде между центральным проходом 24 и областью вне клапана 14, как описано в находящейся в процессе одновременного рассмотрения заявке на патент США №10/905,073 под названием "Система для заканчивания скважины в нескольких интервалах" от 14 декабря 2004 г.
В соответствии с некоторыми вариантами осуществления изобретения, каждый радиальный промывной канал 100 образован от удлиненной прорези, длина которой по меньшей мере приблизительно в пять раз превышает ее ширину. Обнаружили, что такая конфигурация прорези при использовании в операции разрыва обеспечивает возможность радиального отклонения при повышении давления, которое увеличивает напряжение в породе и, таким образом, снижает давление инициирования разрыва.
В зависимости от конкретного варианта осуществления изобретения клапан может содержать, например, три (разнесенные, например, на 120° вокруг продольной оси 26) или шесть (разнесенные, например, на 60° вокруг продольной оси 26) выступающие части 101. В некоторых вариантах осуществления изобретения клапан 14 не содержит выступающие части 101. Вместо этого верхняя секция 20 корпуса почти соответствует круговому цилиндру с наружным диаметром цилиндра, имеющим размер, близко согласующийся с внутренним диаметром ствола скважины.
В соответствии с различными вариантами осуществления изобретения возможны другие видоизменения. Например, в зависимости от конкретного варианта осуществления изобретения каждая радиальная прорезь 100 может иметь длину, которая по меньшей мере приблизительно в десять или (в других вариантах осуществления) приблизительно в двадцать раз превышает его длину.
Радиальные прорези 100 изображены на фиг.5 как расположенные в общем в одинаковом продольном положении. Однако в других вариантах осуществления изобретения клапан (фиг.11) может включать корпус 400 клапана (вместо верхней секции 20 корпуса клапана), который включает радиальные прорези 420, проходящие вдоль винтовой или спиральной траектории 422 относительно продольной оси 26. Как показано на фиг.11, корпус 400 клапана не содержит радиально проходящих выступающих частей. Таким образом, возможно множество видоизменений, и все они находятся в пределах объема притязаний прилагаемой формулы изобретения.
Хотя здесь для описания колонны, клапана, их компонентов и их действий используются направляющие и ориентационные термины (типа "вверх", "ниже" и т.д.), должно быть понятно, что определенные ориентации и направления, которые здесь описаны, не являются необходимыми для практического применения изобретения. Например, в некоторых вариантах осуществления изобретения клапанная втулка может двигаться, чтобы открываться, по направлению вверх. В качестве другого примера, в некоторых вариантах осуществления изобретения колонна может быть расположена в боковом стволе скважины. Таким образом, возможны множество модификаций, и все они находятся в пределах объема притязаний прилагаемой формулы изобретения.
Хотя настоящее изобретение было описано относительно ограниченного количества вариантов осуществления, специалистам в данной области техники должны быть понятны его многочисленные модификации и видоизменения. Предполагается, что прилагаемая формула изобретения охватывает все такие модификации и видоизменения, как являющиеся частью истинного объема и сущности этого представленного изобретения.

Claims (38)

1. Устройство для многопластового заканчивания скважины, содержащее колонну, имеющую проход, и множество инструментов, установленных в колонне и приспособленных для установки в состояние захвата объектов, по существу, одинакового размера при перемещении вниз по стволу скважины через проход, при этом каждый инструмент, при установке в состояние захвата, способен ограничивать его внутренний диаметр от большего размера до меньшего размера для захвата одного из объектов.
2. Устройство по п.1, в котором размеры объектов отличаются менее чем приблизительно на 0,125 дюйма.
3. Устройство по п.1, в котором объектом является по меньшей мере свободнопадающий объект или нагнетаемый насосом объект.
4. Устройство по п.1, в котором только один из инструментов установлен в состояние захвата в любой момент времени.
5. Устройство по п.1, в котором каждый инструмент при его установке в состояние захвата способен ограничивать свой внутренний диаметр одинаковым размером для захватывания объекта.
6. Устройство по п.1, в котором множество инструментов приспособлены для установки в состояние захвата в соответствии с последовательностью.
7. Устройство по п.6, в котором указанная последовательность основана на положении инструмента в колонне.
8. Устройство по п.6, в котором последовательность является последовательностью, в которой инструменты установлены в состояние захвата с помощью каждого нижнего инструмента, находящегося в последовательности перед верхним инструментом.
9. Устройство по п.1, в котором каждый инструмент приспособлен для установки другого инструмента в состояние захвата в ответ на выполнение функции в скважине каждого инструмента.
10. Устройство по п.1, в котором инструментами являются клапаны.
11. Устройство по п.1, в котором по меньшей мере один из инструментов приспособлен для ограничения прохода для потока через инструмент в ответ на захват инструментом одного из объектов и использования сужения потока для активизации инструмента.
12. Устройство по п.11, в котором по меньшей мере один из инструментов является клапаном, содержащим втулку, приспособленную для реагирования на усилие, сообщаемое через ограниченный поток, для открытия клапана.
13. Устройство по п.12, в котором клапан дополнительно содержит промывной канал, приспособленный для сообщения давления с целью установки другого инструмента в состояние захвата в ответ на открытие клапана.
14. Устройство для многопластового заканчивания скважины, содержащее трубчатый элемент, содержащий проход, первый инструмент, прикрепленный к трубчатому элементу и приспособленный для установки в состояние для захвата первого объекта, при перемещении через проход, и выполнения операции после захвата первого объекта, и второй инструмент, прикрепленный к трубчатому элементу и приспособленный для перехода в состояние для захвата второго объекта, при премещении через проход, в ответ на операцию.
15. Устройство по п.14, в котором первый объект и второй объект являются сферами одинакового размера.
16. Устройство по п.14, в котором по меньшей мере первый инструмент или второй инструмент является клапаном.
17. Устройство по п.14, в котором первый инструмент является клапаном, содержащим втулку, предназначенную для открытия и закрытия клапана, при этом втулка имеет возможность открытия для выполнения операции и открытие втулки устанавливает сообщение по текучей среде для обеспечения перехода второго инструмента в состояние захвата второго объекта.
18. Устройство по п.14, в котором первый инструмент является втулкой, приспособленной для образования седла для захвата первого объекта для установки первого инструмента в состояние захвата.
19. Устройство по п.14, в котором второй инструмент является втулкой, приспособленной для образования седла для захвата первого объекта для установки второго инструмента в состояние захвата.
20. Устройство по п.14, в котором второй инструмент представляет собой поверхность, контактирующую с первым объектом после перехода второго инструмента в состояние захвата второго объекта и приспособленную для предотвращения образования герметизации между первым объектом и поверхностью.
21. Способ многопластового заканчивания скважины, при котором используют колонну, имеющую множество инструментов и проход, проходящий через инструменты, и без спуска активизирующего инструмента в проход выборочно активизируют инструменты колонны для перехода каждого активизированного инструмента из первого состояния, в котором инструмент обеспечивает возможность перемещения свободнопадающего объекта через проход, во второе состояние, в котором инструмент обеспечивает захват свободнопадающего объекта.
22. Способ по п.21, в котором инструменты активизируют в соответствии с последовательностью.
23. Способ по п.21, в котором последовательность основана на положении инструмента в колонне.
24. Способ по п.21, в котором активизируют нижние инструменты колонны перед активизированием верхних инструментов колонны.
25. Способ по п.21, в котором активизируют инструменты в ответ на выполнение одним из инструментов колонны функции в скважине.
26. Способ по п.21, в котором инструменты являются клапанами.
27. Способ многопластового заканчивания скважины, при котором опускают первый объект в проход колонны, осуществляют захват первого объекта первым инструментом в скважине, после захвата объекта прикладывают давления в проходе для обеспечения выполнения первым инструментом операции, производящей изменение давления в скважине, и в ответ на изменение давления осуществляют переход второго инструмента из первого состояния, в котором второй инструмент обеспечивает перемещение второго объекта через колонну и через второй инструмент, во второе состояние, в котором второй инструмент захватывает второй объект.
28. Способ по п.27, в котором первый объект и второй объект являются сферами одинакового размера.
29. Способ по п.27, в котором по меньшей мере первый инструмент или второй инструмент является клапаном.
30. Способ по п.27, в котором первый инструмент является клапаном, и дополнительно выполняют открытие клапана для изменения давления.
31. Способ по п.27, в котором ответное на изменение давления действие содержит сжатие втулки второго клапана для образования седла для захвата второго объекта.
32. Способ по п.27, дополнительно содержащий перемещение первого объекта вверх по потоку для перехода второго инструмента из второго состояния в первое состояние.
33. Способ по п.27, в котором при перемещении первого объекта его используют для контакта с радиально сжатым механизмом второго инструмента, чтобы вдавить механизм в кольцевую область, в которой он радиально расширяется.
34. Устройство для многопластового заканчивания скважины, содержащее колонну, предназначенную для опускания в скважину и содержащую проход, и клапан, прикрепленный к колонне и содержащий корпус, имеющий отверстия для сообщения по текучей среде между проходом и областью вне колонны, при этом по меньшей мере одно из отверстий содержит прорезь, имеющую продольную длину, превышающую ширину прорези по меньшей мере в пять раз.
35. Устройство по п.34, в котором клапан содержит втулку, приспособленную для перемещения для выборочной блокировки отверстия с целью управления сообщением по текучей среде между проходом и указанной областью.
36. Устройство по п.34, в котором продольная длина прорези превышает ее ширину по меньшей мере в десять раз.
37. Устройство по п.34, в котором продольная длина прорези превышает ее ширину по меньшей мере в двадцать раз.
38. Устройство по п.34, в котором отверстия корпуса проходят в спиральной конфигурации относительно продольной оси клапана.
RU2005138838/03A 2004-12-14 2005-12-13 Способ и устройство для многопластового заканчивания скважины (варианты) RU2314415C2 (ru)

Applications Claiming Priority (5)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US10/905,073 2004-12-14
US10/905,073 US7387165B2 (en) 2004-12-14 2004-12-14 System for completing multiple well intervals
US11/081,005 2005-03-15
US11/081,005 US7322417B2 (en) 2004-12-14 2005-03-15 Technique and apparatus for completing multiple zones
US11/306,879 US7377321B2 (en) 2004-12-14 2006-01-13 Testing, treating, or producing a multi-zone well

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2005138838A RU2005138838A (ru) 2007-06-20
RU2314415C2 true RU2314415C2 (ru) 2008-01-10

Family

ID=38566803

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2005138838/03A RU2314415C2 (ru) 2004-12-14 2005-12-13 Способ и устройство для многопластового заканчивания скважины (варианты)

Country Status (5)

Country Link
US (2) US7322417B2 (ru)
CA (2) CA2529913C (ru)
DE (2) DE102005060007A1 (ru)
GB (1) GB2434815B (ru)
RU (1) RU2314415C2 (ru)

Cited By (11)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2014100421A1 (en) * 2012-12-19 2014-06-26 Schlumberger Canada Limited Downhole valve utilizing degradable material
RU2531407C2 (ru) * 2011-08-19 2014-10-20 Везерфорд/Лэм, Инк. Скважинное устройство, скважинная система и способ обработки ствола скважины
RU2541965C1 (ru) * 2010-12-29 2015-02-20 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. Способ и устройство завершения многоярусной скважины
RU2604600C2 (ru) * 2011-09-27 2016-12-10 Бейкер Хьюз Инкорпорейтед Способ и система гидравлического разрыва пласта
RU2604525C2 (ru) * 2011-08-19 2016-12-10 Везерфорд Текнолоджи Холдингз, ЛЛК Высокопроизводительная многоблочная система интенсификации добычи
RU2651865C2 (ru) * 2013-03-15 2018-04-24 ВЕЗЕРФОРД ТЕКНОЛОДЖИ ХОЛДИНГЗ, ЭлЭлСи Захватное устройство
RU2719846C2 (ru) * 2016-01-08 2020-04-23 ЭсСи ЭССЕТ КОРПОРЕЙШН Система посадочного седла с цанговым патроном и способ разрыва углеводородного пласта
US10669830B2 (en) 2015-09-04 2020-06-02 National Oilwell Varco, L.P. Apparatus, systems and methods for multi-stage stimulation
RU2733580C2 (ru) * 2016-01-20 2020-10-05 Чайна Петролеум Энд Кемикал Корпорейшн Инструмент для открывания скользящей муфты
US11713638B2 (en) 2016-01-08 2023-08-01 Sc Asset Corporation Collet baffle system and method for fracking a hydrocarbon formation
RU2806437C1 (ru) * 2020-05-08 2023-11-01 Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. Инструмент и система для заканчивания скважин и способ эксплуатации инструмента для заканчивания скважин

Families Citing this family (233)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CA2412072C (en) 2001-11-19 2012-06-19 Packers Plus Energy Services Inc. Method and apparatus for wellbore fluid treatment
US8167047B2 (en) 2002-08-21 2012-05-01 Packers Plus Energy Services Inc. Method and apparatus for wellbore fluid treatment
US9682425B2 (en) 2009-12-08 2017-06-20 Baker Hughes Incorporated Coated metallic powder and method of making the same
US8403037B2 (en) 2009-12-08 2013-03-26 Baker Hughes Incorporated Dissolvable tool and method
US9109429B2 (en) 2002-12-08 2015-08-18 Baker Hughes Incorporated Engineered powder compact composite material
US8327931B2 (en) 2009-12-08 2012-12-11 Baker Hughes Incorporated Multi-component disappearing tripping ball and method for making the same
US9101978B2 (en) 2002-12-08 2015-08-11 Baker Hughes Incorporated Nanomatrix powder metal compact
US8297364B2 (en) 2009-12-08 2012-10-30 Baker Hughes Incorporated Telescopic unit with dissolvable barrier
US9079246B2 (en) 2009-12-08 2015-07-14 Baker Hughes Incorporated Method of making a nanomatrix powder metal compact
US8211247B2 (en) 2006-02-09 2012-07-03 Schlumberger Technology Corporation Degradable compositions, apparatus comprising same, and method of use
US10316616B2 (en) 2004-05-28 2019-06-11 Schlumberger Technology Corporation Dissolvable bridge plug
US7387165B2 (en) 2004-12-14 2008-06-17 Schlumberger Technology Corporation System for completing multiple well intervals
US7322417B2 (en) * 2004-12-14 2008-01-29 Schlumberger Technology Corporation Technique and apparatus for completing multiple zones
US8505632B2 (en) 2004-12-14 2013-08-13 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for deploying and using self-locating downhole devices
US7210535B2 (en) * 2005-01-12 2007-05-01 Bj Services Company Isolation system comprising a plug and a circulation valve and method of use
US7451828B2 (en) * 2005-06-07 2008-11-18 Baker Hughes Incorporated Downhole pressure containment system
US8567494B2 (en) * 2005-08-31 2013-10-29 Schlumberger Technology Corporation Well operating elements comprising a soluble component and methods of use
US8231947B2 (en) * 2005-11-16 2012-07-31 Schlumberger Technology Corporation Oilfield elements having controlled solubility and methods of use
US8770261B2 (en) 2006-02-09 2014-07-08 Schlumberger Technology Corporation Methods of manufacturing degradable alloys and products made from degradable alloys
US8220554B2 (en) * 2006-02-09 2012-07-17 Schlumberger Technology Corporation Degradable whipstock apparatus and method of use
US8211248B2 (en) * 2009-02-16 2012-07-03 Schlumberger Technology Corporation Aged-hardenable aluminum alloy with environmental degradability, methods of use and making
US7661478B2 (en) * 2006-10-19 2010-02-16 Baker Hughes Incorporated Ball drop circulation valve
US8056628B2 (en) 2006-12-04 2011-11-15 Schlumberger Technology Corporation System and method for facilitating downhole operations
US8245782B2 (en) 2007-01-07 2012-08-21 Schlumberger Technology Corporation Tool and method of performing rigless sand control in multiple zones
AU2007345288B2 (en) * 2007-01-25 2011-03-24 Welldynamics, Inc. Casing valves system for selective well stimulation and control
US7617875B2 (en) * 2007-04-20 2009-11-17 Petroquip Energy Services, Llp Shifting apparatus and method
US20080315459A1 (en) * 2007-06-21 2008-12-25 3M Innovative Properties Company Articles and methods for replication of microstructures and nanofeatures
US8579027B2 (en) * 2007-10-31 2013-11-12 Downhole & Design International Corp. Multi-functional completion tool
US7730944B2 (en) * 2007-10-31 2010-06-08 Adel Ghobrial Abdelmalek Multi-function completion tool
CA2707088A1 (en) * 2007-11-30 2009-06-04 Schlumberger Canada Limited Downhole, single trip, multi-zone testing system and downhole testing method using such
US20090146835A1 (en) * 2007-12-05 2009-06-11 Baker Hughes Incorporated Wireless communication for downhole tools and method
US20090166980A1 (en) 2008-01-02 2009-07-02 Miller John A Packing assembly for a pump
WO2009118625A1 (en) * 2008-03-26 2009-10-01 Schlumberger Technology B.V. Method and apparatus for detecting acoustic activity in a subsurface formation
US8757273B2 (en) 2008-04-29 2014-06-24 Packers Plus Energy Services Inc. Downhole sub with hydraulically actuable sleeve valve
US20090308588A1 (en) * 2008-06-16 2009-12-17 Halliburton Energy Services, Inc. Method and Apparatus for Exposing a Servicing Apparatus to Multiple Formation Zones
US20100000727A1 (en) * 2008-07-01 2010-01-07 Halliburton Energy Services, Inc. Apparatus and method for inflow control
US8960292B2 (en) * 2008-08-22 2015-02-24 Halliburton Energy Services, Inc. High rate stimulation method for deep, large bore completions
US8439116B2 (en) * 2009-07-24 2013-05-14 Halliburton Energy Services, Inc. Method for inducing fracture complexity in hydraulically fractured horizontal well completions
EP2361393B1 (en) * 2008-11-06 2020-12-23 Services Petroliers Schlumberger Distributed acoustic wave detection
US9546548B2 (en) 2008-11-06 2017-01-17 Schlumberger Technology Corporation Methods for locating a cement sheath in a cased wellbore
US8496055B2 (en) * 2008-12-30 2013-07-30 Schlumberger Technology Corporation Efficient single trip gravel pack service tool
US8631872B2 (en) * 2009-09-24 2014-01-21 Halliburton Energy Services, Inc. Complex fracturing using a straddle packer in a horizontal wellbore
US8887803B2 (en) 2012-04-09 2014-11-18 Halliburton Energy Services, Inc. Multi-interval wellbore treatment method
US9796918B2 (en) 2013-01-30 2017-10-24 Halliburton Energy Services, Inc. Wellbore servicing fluids and methods of making and using same
US9016376B2 (en) 2012-08-06 2015-04-28 Halliburton Energy Services, Inc. Method and wellbore servicing apparatus for production completion of an oil and gas well
US7909108B2 (en) * 2009-04-03 2011-03-22 Halliburton Energy Services Inc. System and method for servicing a wellbore
US8261761B2 (en) 2009-05-07 2012-09-11 Baker Hughes Incorporated Selectively movable seat arrangement and method
US8272445B2 (en) 2009-07-15 2012-09-25 Baker Hughes Incorporated Tubular valve system and method
US8251154B2 (en) 2009-08-04 2012-08-28 Baker Hughes Incorporated Tubular system with selectively engagable sleeves and method
US8291988B2 (en) 2009-08-10 2012-10-23 Baker Hughes Incorporated Tubular actuator, system and method
US8397823B2 (en) * 2009-08-10 2013-03-19 Baker Hughes Incorporated Tubular actuator, system and method
US8695710B2 (en) 2011-02-10 2014-04-15 Halliburton Energy Services, Inc. Method for individually servicing a plurality of zones of a subterranean formation
US8668012B2 (en) 2011-02-10 2014-03-11 Halliburton Energy Services, Inc. System and method for servicing a wellbore
US8668016B2 (en) * 2009-08-11 2014-03-11 Halliburton Energy Services, Inc. System and method for servicing a wellbore
US8276675B2 (en) * 2009-08-11 2012-10-02 Halliburton Energy Services Inc. System and method for servicing a wellbore
US8291980B2 (en) 2009-08-13 2012-10-23 Baker Hughes Incorporated Tubular valving system and method
US8251140B2 (en) * 2009-09-15 2012-08-28 Schlumberger Technology Corporation Fluid monitoring and flow characterization
US8479823B2 (en) 2009-09-22 2013-07-09 Baker Hughes Incorporated Plug counter and method
US8316951B2 (en) 2009-09-25 2012-11-27 Baker Hughes Incorporated Tubular actuator and method
US8418769B2 (en) 2009-09-25 2013-04-16 Baker Hughes Incorporated Tubular actuator and method
US8646531B2 (en) 2009-10-29 2014-02-11 Baker Hughes Incorporated Tubular actuator, system and method
US8272443B2 (en) 2009-11-12 2012-09-25 Halliburton Energy Services Inc. Downhole progressive pressurization actuated tool and method of using the same
GB2475477A (en) * 2009-11-18 2011-05-25 Paul Bernard Lee Circulation bypass valve apparatus and method
US8425651B2 (en) 2010-07-30 2013-04-23 Baker Hughes Incorporated Nanomatrix metal composite
US8528633B2 (en) 2009-12-08 2013-09-10 Baker Hughes Incorporated Dissolvable tool and method
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
US9243475B2 (en) 2009-12-08 2016-01-26 Baker Hughes Incorporated Extruded 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
US8573295B2 (en) 2010-11-16 2013-11-05 Baker Hughes Incorporated Plug and method of unplugging a seat
US20110133067A1 (en) * 2009-12-08 2011-06-09 Schlumberger Technology Corporation Optical sensor having a capillary tube and an optical fiber in the capillary tube
US20110139446A1 (en) * 2009-12-15 2011-06-16 Baker Hughes Incorporated Method of Determining Queried Fluid Cuts Along a Tubular
US9140097B2 (en) 2010-01-04 2015-09-22 Packers Plus Energy Services Inc. Wellbore treatment apparatus and method
US8584746B2 (en) 2010-02-01 2013-11-19 Schlumberger Technology Corporation Oilfield isolation element and method
US8479822B2 (en) * 2010-02-08 2013-07-09 Summit Downhole Dynamics, Ltd Downhole tool with expandable seat
NO338704B1 (no) * 2010-02-11 2016-10-03 I Tec As Fallkuleaktivert anordning og fremgangsmåte for aktivering av et antall av slike anordninger
US8215401B2 (en) * 2010-02-12 2012-07-10 I-Tec As Expandable ball seat
US20110198096A1 (en) * 2010-02-15 2011-08-18 Tejas Research And Engineering, Lp Unlimited Downhole Fracture Zone System
US9279311B2 (en) 2010-03-23 2016-03-08 Baker Hughes Incorporation System, assembly and method for port control
GB2478998B (en) 2010-03-26 2015-11-18 Petrowell Ltd Mechanical counter
GB2478995A (en) 2010-03-26 2011-09-28 Colin Smith Sequential tool activation
US8505639B2 (en) * 2010-04-02 2013-08-13 Weatherford/Lamb, Inc. Indexing sleeve for single-trip, multi-stage fracing
US8403068B2 (en) 2010-04-02 2013-03-26 Weatherford/Lamb, Inc. Indexing sleeve for single-trip, multi-stage fracing
US9540911B2 (en) 2010-06-24 2017-01-10 Schlumberger Technology Corporation Control of multiple tubing string well systems
US9068447B2 (en) * 2010-07-22 2015-06-30 Exxonmobil Upstream Research Company Methods for stimulating multi-zone wells
US8776884B2 (en) 2010-08-09 2014-07-15 Baker Hughes Incorporated Formation treatment system and method
US8924158B2 (en) 2010-08-09 2014-12-30 Schlumberger Technology Corporation Seismic acquisition system including a distributed sensor having an optical fiber
US8789600B2 (en) 2010-08-24 2014-07-29 Baker Hughes Incorporated Fracing system and method
CA2810777C (en) * 2010-09-23 2018-12-04 Packers Plus Energy Services Inc. Apparatus and method for fluid treatment of a well
US8991505B2 (en) 2010-10-06 2015-03-31 Colorado School Of Mines Downhole tools and methods for selectively accessing a tubular annulus of a wellbore
US9562419B2 (en) 2010-10-06 2017-02-07 Colorado School Of Mines Downhole tools and methods for selectively accessing a tubular annulus of a wellbore
US9121248B2 (en) * 2011-03-16 2015-09-01 Raymond Hofman Downhole system and apparatus incorporating valve assembly with resilient deformable engaging element
US20130068475A1 (en) * 2011-03-16 2013-03-21 Raymond Hofman Multistage Production System Incorporating Valve Assembly With Collapsible or Expandable C-Ring
US9090955B2 (en) 2010-10-27 2015-07-28 Baker Hughes Incorporated Nanomatrix powder metal composite
US9359877B2 (en) * 2010-11-01 2016-06-07 Completion Tool Developments, Llc Method and apparatus for single-trip time progressive wellbore treatment
US8794330B2 (en) * 2010-11-01 2014-08-05 Completion Tool Developments, Inc. Apparatus for single-trip time progressive wellbore treatment
AU2011331867A1 (en) 2010-11-19 2013-06-06 Packers Plus Energy Services Inc. Kobe sub, wellbore tubing string apparatus and method
US8668019B2 (en) * 2010-12-29 2014-03-11 Baker Hughes Incorporated Dissolvable barrier for downhole use and method thereof
US8662162B2 (en) 2011-02-03 2014-03-04 Baker Hughes Incorporated Segmented collapsible ball seat allowing ball recovery
US9828833B2 (en) 2011-03-16 2017-11-28 Peak Completion Technologies, Inc. Downhole tool with collapsible or expandable split ring
US8770299B2 (en) 2011-04-19 2014-07-08 Baker Hughes Incorporated Tubular actuating system and method
US9080098B2 (en) 2011-04-28 2015-07-14 Baker Hughes Incorporated Functionally gradient composite article
US8631876B2 (en) 2011-04-28 2014-01-21 Baker Hughes Incorporated Method of making and using a functionally gradient composite tool
US8893811B2 (en) 2011-06-08 2014-11-25 Halliburton Energy Services, Inc. Responsively activated wellbore stimulation assemblies and methods of using the same
US9139928B2 (en) 2011-06-17 2015-09-22 Baker Hughes Incorporated Corrodible downhole article and method of removing the article from downhole environment
AU2012272508A1 (en) * 2011-06-21 2013-02-21 Peak Well Systems Pty Ltd A flushing tool and method of flushing perforated tubing
US8944171B2 (en) 2011-06-29 2015-02-03 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for completing a multi-stage well
US9707739B2 (en) 2011-07-22 2017-07-18 Baker Hughes Incorporated Intermetallic metallic composite, method of manufacture thereof and articles comprising the same
US8783365B2 (en) 2011-07-28 2014-07-22 Baker Hughes Incorporated Selective hydraulic fracturing tool and method thereof
US9833838B2 (en) 2011-07-29 2017-12-05 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Method of controlling the corrosion rate of alloy particles, alloy particle with controlled corrosion rate, and articles comprising the particle
US9643250B2 (en) 2011-07-29 2017-05-09 Baker Hughes Incorporated Method of controlling the corrosion rate of alloy particles, alloy particle with controlled corrosion rate, and articles comprising the particle
US9057242B2 (en) 2011-08-05 2015-06-16 Baker Hughes Incorporated Method of controlling corrosion rate in downhole article, and downhole article having controlled corrosion rate
US9033055B2 (en) 2011-08-17 2015-05-19 Baker Hughes Incorporated Selectively degradable passage restriction and method
US8899334B2 (en) 2011-08-23 2014-12-02 Halliburton Energy Services, Inc. System and method for servicing a wellbore
US9010442B2 (en) * 2011-08-29 2015-04-21 Halliburton Energy Services, Inc. Method of completing a multi-zone fracture stimulation treatment of a wellbore
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
US9856547B2 (en) 2011-08-30 2018-01-02 Bakers Hughes, A Ge Company, Llc Nanostructured powder metal compact
US9643144B2 (en) 2011-09-02 2017-05-09 Baker Hughes Incorporated Method to generate and disperse nanostructures in a composite material
US9347119B2 (en) 2011-09-03 2016-05-24 Baker Hughes Incorporated Degradable high shock impedance material
US9187990B2 (en) 2011-09-03 2015-11-17 Baker Hughes Incorporated Method of using a degradable shaped charge and perforating gun system
US9133695B2 (en) 2011-09-03 2015-09-15 Baker Hughes Incorporated Degradable shaped charge and perforating gun system
US9033041B2 (en) 2011-09-13 2015-05-19 Schlumberger Technology Corporation Completing a multi-stage well
US10364629B2 (en) 2011-09-13 2019-07-30 Schlumberger Technology Corporation Downhole component having dissolvable components
US9752407B2 (en) 2011-09-13 2017-09-05 Schlumberger Technology Corporation Expandable downhole seat assembly
US8662178B2 (en) 2011-09-29 2014-03-04 Halliburton Energy Services, Inc. Responsively activated wellbore stimulation assemblies and methods of using the same
US9534471B2 (en) 2011-09-30 2017-01-03 Schlumberger Technology Corporation Multizone treatment system
CN103917738A (zh) * 2011-10-11 2014-07-09 帕克斯普拉斯能源服务有限公司 钻井致动器，处理柱以及其方法
US9238953B2 (en) 2011-11-08 2016-01-19 Schlumberger Technology Corporation Completion method for stimulation of multiple intervals
US9394752B2 (en) 2011-11-08 2016-07-19 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
US8844637B2 (en) 2012-01-11 2014-09-30 Schlumberger Technology Corporation Treatment system for multiple zones
US9279306B2 (en) 2012-01-11 2016-03-08 Schlumberger Technology Corporation Performing multi-stage well operations
US9010416B2 (en) 2012-01-25 2015-04-21 Baker Hughes Incorporated Tubular anchoring system and a seat for use in the same
US9016388B2 (en) * 2012-02-03 2015-04-28 Baker Hughes Incorporated Wiper plug elements and methods of stimulating a wellbore environment
US9068428B2 (en) 2012-02-13 2015-06-30 Baker Hughes Incorporated Selectively corrodible downhole article and method of use
US8991509B2 (en) 2012-04-30 2015-03-31 Halliburton Energy Services, Inc. Delayed activation activatable stimulation assembly
US9605508B2 (en) 2012-05-08 2017-03-28 Baker Hughes Incorporated Disintegrable and conformable metallic seal, and method of making the same
US9650851B2 (en) 2012-06-18 2017-05-16 Schlumberger Technology Corporation Autonomous untethered well object
US9784070B2 (en) 2012-06-29 2017-10-10 Halliburton Energy Services, Inc. System and method for servicing a wellbore
AU2013298345B2 (en) * 2012-07-31 2016-12-15 Weatherford Technology Holdings, Llc Downhole apparatus and method
US9163494B2 (en) 2012-09-06 2015-10-20 Texian Resources Method and apparatus for treating a well
EP3441559B1 (en) 2012-09-26 2020-06-17 Halliburton Energy Services Inc. Single trip multi-zone completion systems and methods
US9163488B2 (en) 2012-09-26 2015-10-20 Halliburton Energy Services, Inc. Multiple zone integrated intelligent well completion
EP3521554B1 (en) 2012-09-26 2023-03-29 Halliburton Energy Services Inc. In-line sand screen gauge carrier
US8893783B2 (en) * 2012-09-26 2014-11-25 Halliburton Energy Services, Inc. Tubing conveyed multiple zone integrated intelligent well completion
EP2885494B1 (en) 2012-09-26 2019-10-02 Halliburton Energy Services, Inc. Snorkel tube with debris barrier for electronic gauges placed on sand screens
BR112015006650B1 (pt) 2012-09-26 2021-08-31 Halliburton Energy Services, Inc Arranjo de sensoriamento para utilização em um furo de poço, e método para medir pelo menos um parâmetro em um furo de poço
US8857518B1 (en) 2012-09-26 2014-10-14 Halliburton Energy Services, Inc. Single trip multi-zone completion systems and methods
US9598952B2 (en) 2012-09-26 2017-03-21 Halliburton Energy Services, Inc. Snorkel tube with debris barrier for electronic gauges placed on sand screens
SG11201501844UA (en) 2012-09-26 2015-04-29 Halliburton Energy Services Inc Single trip multi-zone completion systems and methods
CA2887636C (en) 2012-10-15 2020-12-22 John A. Booker Remote downhole actuation device
US20140151043A1 (en) 2012-12-03 2014-06-05 Schlumberger Technology Corporation Stabilized fluids in well treatment
US9714557B2 (en) 2012-12-13 2017-07-25 Weatherford Technology Holdings, Llc Sliding sleeve having contracting, ringed ball seat
US9534472B2 (en) 2012-12-19 2017-01-03 Schlumberger Technology Corporation Fabrication and use of well-based obstruction forming object
US9988867B2 (en) 2013-02-01 2018-06-05 Schlumberger Technology Corporation Deploying an expandable downhole seat assembly
CN103114843B (zh) * 2013-02-18 2015-07-08 中国石油天然气股份有限公司 不起下管柱多层段连续试油系统及其操作方法
US9187978B2 (en) 2013-03-11 2015-11-17 Weatherford Technology Holdings, Llc Expandable ball seat for hydraulically actuating tools
US9702221B2 (en) 2013-03-15 2017-07-11 Peak Completion Technologies, Inc. Downhole tools with ball trap
US20140318815A1 (en) * 2013-04-30 2014-10-30 Halliburton Energy Services, Inc. Actuator ball retriever and valve actuation tool
US10066459B2 (en) * 2013-05-08 2018-09-04 Nov Completion Tools As Fracturing using re-openable sliding sleeves
US9458698B2 (en) 2013-06-28 2016-10-04 Team Oil Tools Lp Linearly indexing well bore simulation valve
US8863853B1 (en) 2013-06-28 2014-10-21 Team Oil Tools Lp Linearly indexing well bore tool
US9441467B2 (en) 2013-06-28 2016-09-13 Team Oil Tools, Lp Indexing well bore tool and method for using indexed well bore tools
US9896908B2 (en) 2013-06-28 2018-02-20 Team Oil Tools, Lp Well bore stimulation valve
US10422202B2 (en) 2013-06-28 2019-09-24 Innovex Downhole Solutions, Inc. Linearly indexing wellbore valve
US9428992B2 (en) 2013-08-02 2016-08-30 Halliburton Energy Services, Inc. Method and apparatus for restricting fluid flow in a downhole tool
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
US9587477B2 (en) 2013-09-03 2017-03-07 Schlumberger Technology Corporation Well treatment with untethered and/or autonomous device
US10487625B2 (en) 2013-09-18 2019-11-26 Schlumberger Technology Corporation Segmented ring assembly
US9644452B2 (en) 2013-10-10 2017-05-09 Schlumberger Technology Corporation Segmented seat assembly
US9546538B2 (en) * 2013-10-25 2017-01-17 Baker Hughes Incorporated Multi-stage fracturing with smart frack sleeves while leaving a full flow bore
US11167343B2 (en) 2014-02-21 2021-11-09 Terves, Llc Galvanically-active in situ formed particles for controlled rate dissolving tools
WO2015127174A1 (en) 2014-02-21 2015-08-27 Terves, Inc. Fluid activated disintegrating metal system
US10689740B2 (en) 2014-04-18 2020-06-23 Terves, LLCq Galvanically-active in situ formed particles for controlled rate dissolving tools
US9790754B2 (en) 2014-04-16 2017-10-17 Halliburton Energy Services, Inc. Plugging of a flow passage in a subterranean well
WO2015200048A1 (en) 2014-06-25 2015-12-30 AOI (Advanced Oilfield Innovations, Inc.) Piping assembly control system with addressed datagrams
AU2014402801B2 (en) * 2014-08-07 2017-09-07 Halliburton Energy Services, Inc. Multi-zone actuation system using wellbore projectiles and flapper valves
US10006261B2 (en) 2014-08-15 2018-06-26 Thru Tubing Solutions, Inc. Flapper valve tool
US10619448B1 (en) 2018-12-07 2020-04-14 Thru Tubing Solutions, Inc. Flapper valve tool
US9534460B2 (en) 2014-08-15 2017-01-03 Thru Tubing Solutions, Inc. Flapper valve tool
CA2955579C (en) * 2014-08-22 2019-01-15 Halliburton Energy Services, Inc. Downhole sub with collapsible baffle
WO2016049771A1 (en) * 2014-10-01 2016-04-07 Steelhaus Technologies Inc. Fracking valve
WO2016108835A1 (en) * 2014-12-30 2016-07-07 Halliburton Energy Services, Inc. Manipulating a downhole rotational device
CA2918007C (en) 2015-01-15 2022-10-18 Flowco Production Solutions, LLC Robust bumper spring assembly
US9624996B2 (en) 2015-01-15 2017-04-18 Flowco Production Solutions, LLC Robust bumper spring assembly
US9910026B2 (en) 2015-01-21 2018-03-06 Baker Hughes, A Ge Company, Llc High temperature tracers for downhole detection of produced water
MX2017008596A (es) * 2015-02-06 2017-11-15 Halliburton Energy Services Inc Fracturacion de multiples zonas con acceso completo al pozo.
US10273789B2 (en) 2015-02-20 2019-04-30 Flowco Production Solutions, LLC Dart valves for bypass plungers
US10669824B2 (en) 2015-02-20 2020-06-02 Flowco Production Solutions, LLC Unibody bypass plunger and valve cage with sealable ports
US10378303B2 (en) 2015-03-05 2019-08-13 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Downhole tool and method of forming the same
US10119378B2 (en) 2015-03-05 2018-11-06 Schlumberger Technology Corporation Well operations
US10344204B2 (en) 2015-04-09 2019-07-09 Diversion Technologies, LLC Gas diverter for well and reservoir stimulation
US10012064B2 (en) 2015-04-09 2018-07-03 Highlands Natural Resources, Plc Gas diverter for well and reservoir stimulation
EP3567210A1 (en) * 2015-05-04 2019-11-13 Weatherford Technology Holdings, LLC Dual sleeve stimulation tool
CN104847325B (zh) * 2015-05-15 2017-11-10 中国海洋石油总公司 一种机械或液压触发无限级分段改造滑套装置
US10221849B2 (en) 2015-05-18 2019-03-05 Patriot Artificial Lift, LLC Forged flange lubricator
CN105089514B (zh) * 2015-05-29 2017-05-10 中国石油天然气股份有限公司 分层射孔试油管柱及其使用方法
US10337288B2 (en) 2015-06-10 2019-07-02 Weatherford Technology Holdings, Llc Sliding sleeve having indexing mechanism and expandable sleeve
US10100610B2 (en) 2015-07-21 2018-10-16 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Barrier valve closure method for multi-zone stimulation without intervention or surface control lines
US10221637B2 (en) 2015-08-11 2019-03-05 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Methods of manufacturing dissolvable tools via liquid-solid state molding
US10125573B2 (en) * 2015-10-05 2018-11-13 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Zone selection with smart object selectively operating predetermined fracturing access valves
US10329867B2 (en) 2015-11-10 2019-06-25 Ncs Multistage Inc. Apparatuses and methods for enabling multistage hydraulic fracturing
US10590758B2 (en) 2015-11-12 2020-03-17 Schlumberger Technology Corporation Noise reduction for tubewave measurements
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
US10161230B2 (en) * 2016-03-15 2018-12-25 Patriot Artificial Lift, LLC Well plunger systems
US10982520B2 (en) 2016-04-27 2021-04-20 Highland Natural Resources, PLC Gas diverter for well and reservoir stimulation
US10538988B2 (en) 2016-05-31 2020-01-21 Schlumberger Technology Corporation Expandable downhole seat assembly
CA3029610A1 (en) 2016-07-01 2018-01-04 Schlumberger Canada Limited Method and system for detection of objects in a well reflecting hydraulic signal
US10954740B2 (en) 2016-10-26 2021-03-23 Weatherford Netherlands, B.V. Top plug with transitionable seal
US10648272B2 (en) * 2016-10-26 2020-05-12 Weatherford Technology Holdings, Llc Casing floatation system with latch-in-plugs
CN108952668B (zh) * 2017-05-17 2020-11-20 中国石油化工股份有限公司 一种常压页岩气藏储层的压裂方法
US10871068B2 (en) 2017-07-27 2020-12-22 Aol Piping assembly with probes utilizing addressed datagrams
CA3012511A1 (en) 2017-07-27 2019-01-27 Terves Inc. Degradable metal matrix composite
USD893684S1 (en) 2017-08-22 2020-08-18 Garlock Sealing Technologies, Llc Header ring for a reciprocating stem or piston rod
US11143305B1 (en) 2017-08-22 2021-10-12 Garlock Sealing Technologies, Llc Hydraulic components and methods of manufacturing
CN109653714A (zh) * 2017-10-11 2019-04-19 中国石油天然气股份有限公司 多层试油管柱及试油方法
US10132139B1 (en) 2017-10-13 2018-11-20 Gryphon Oilfield Solutions, Llc Mid-string wiper plug and carrier
US10260306B1 (en) 2017-12-01 2019-04-16 Gryphon Oilfield Solutions, Llc Casing wiper plug system and method for operating the same
WO2019173520A1 (en) 2018-03-06 2019-09-12 Flowco Production Solutions, LLC Internal valve plunger
NO20210003A1 (en) 2018-09-06 2021-01-04 Halliburton Energy Services Inc A multi-functional sleeve completion system with return and reverse fluid path
US11293267B2 (en) 2018-11-30 2022-04-05 Flowco Production Solutions, LLC Apparatuses and methods for scraping
CN109538145A (zh) * 2019-01-08 2019-03-29 成都百胜野牛科技有限公司 柱塞捕捉器
USD937982S1 (en) 2019-05-29 2021-12-07 Flowco Production Solutions, LLC Apparatus for a plunger system
US11448049B2 (en) 2019-09-05 2022-09-20 Flowco Production Solutions, LLC Gas assisted plunger lift control system and method
US11261674B2 (en) 2020-01-29 2022-03-01 Halliburton Energy Services, Inc. Completion systems and methods to perform completion operations
US11333002B2 (en) 2020-01-29 2022-05-17 Halliburton Energy Services, Inc. Completion systems and methods to perform completion operations
CN111322033A (zh) * 2020-04-08 2020-06-23 黄淮学院 一种基于声音识别的井下阀门控制系统和方法
CN111852422B (zh) * 2020-07-23 2022-06-07 西安诚科石油工程技术服务有限公司 一种高压欠注水井致密单层分段处理方法及处理装置
WO2022169857A1 (en) 2021-02-02 2022-08-11 The Wellboss Company, Llc Downhole tool and method of use
CA3230024A1 (en) 2021-08-26 2023-03-02 Colorado School Of Mines System and method for harvesting geothermal energy from a subterranean formation
CN115306351B (zh) * 2022-09-14 2023-07-21 兰西县铭远石油设备制造有限公司 同一直径钢球移动控制阀芯关闭式封堵阀

Family Cites Families (54)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3011548A (en) * 1958-07-28 1961-12-05 Clarence B Holt Apparatus for method for treating wells
US3054415A (en) * 1959-08-03 1962-09-18 Baker Oil Tools Inc Sleeve valve apparatus
US3269463A (en) * 1963-05-31 1966-08-30 Jr John S Page Well pressure responsive valve
US3995692A (en) 1974-07-26 1976-12-07 The Dow Chemical Company Continuous orifice fill device
US4064937A (en) * 1977-02-16 1977-12-27 Halliburton Company Annulus pressure operated closure valve with reverse circulation valve
US4099563A (en) * 1977-03-31 1978-07-11 Chevron Research Company Steam injection system for use in a well
US4355686A (en) 1980-12-04 1982-10-26 Otis Engineering Corporation Well system and method
US4729432A (en) 1987-04-29 1988-03-08 Halliburton Company Activation mechanism for differential fill floating equipment
US5224044A (en) 1988-02-05 1993-06-29 Nissan Motor Company, Limited System for controlling driving condition of automotive device associated with vehicle slip control system
US4967841A (en) * 1989-02-09 1990-11-06 Baker Hughes Incorporated Horizontal well circulation tool
US5029644A (en) * 1989-11-08 1991-07-09 Halliburton Company Jetting tool
US5183114A (en) * 1991-04-01 1993-02-02 Otis Engineering Corporation Sleeve valve device and shifting tool therefor
US5224556A (en) * 1991-09-16 1993-07-06 Conoco Inc. Downhole activated process and apparatus for deep perforation of the formation in a wellbore
US5361856A (en) * 1992-09-29 1994-11-08 Halliburton Company Well jetting apparatus and met of modifying a well therewith
GB2296925B (en) * 1993-10-07 1997-04-23 Conoco Inc Casing conveyed system for completing a wellbore
US5887657A (en) * 1995-02-09 1999-03-30 Baker Hughes Incorporated Pressure test method for permanent downhole wells and apparatus therefore
US5787985A (en) 1996-01-16 1998-08-04 Halliburton Energy Services, Inc. Proppant containment apparatus and methods of using same
AU728634B2 (en) 1996-04-01 2001-01-11 Baker Hughes Incorporated Downhole flow control devices
US5765642A (en) * 1996-12-23 1998-06-16 Halliburton Energy Services, Inc. Subterranean formation fracturing methods
US5921318A (en) * 1997-04-21 1999-07-13 Halliburton Energy Services, Inc. Method and apparatus for treating multiple production zones
US5988285A (en) * 1997-08-25 1999-11-23 Schlumberger Technology Corporation Zone isolation system
US6059032A (en) * 1997-12-10 2000-05-09 Mobil Oil Corporation Method and apparatus for treating long formation intervals
US6253861B1 (en) * 1998-02-25 2001-07-03 Specialised Petroleum Services Limited Circulation tool
US6216785B1 (en) 1998-03-26 2001-04-17 Schlumberger Technology Corporation System for installation of well stimulating apparatus downhole utilizing a service tool string
US7283061B1 (en) * 1998-08-28 2007-10-16 Marathon Oil Company Method and system for performing operations and for improving production in wells
US6333699B1 (en) * 1998-08-28 2001-12-25 Marathon Oil Company Method and apparatus for determining position in a pipe
US6186230B1 (en) * 1999-01-20 2001-02-13 Exxonmobil Upstream Research Company Completion method for one perforated interval per fracture stage during multi-stage fracturing
US6386288B1 (en) * 1999-04-27 2002-05-14 Marathon Oil Company Casing conveyed perforating process and apparatus
US6536524B1 (en) * 1999-04-27 2003-03-25 Marathon Oil Company Method and system for performing a casing conveyed perforating process and other operations in wells
US6394184B2 (en) * 2000-02-15 2002-05-28 Exxonmobil Upstream Research Company Method and apparatus for stimulation of multiple formation intervals
US6286599B1 (en) * 2000-03-10 2001-09-11 Halliburton Energy Services, Inc. Method and apparatus for lateral casing window cutting using hydrajetting
DZ3387A1 (fr) * 2000-07-18 2002-01-24 Exxonmobil Upstream Res Co Procede pour traiter les intervalles multiples dans un trou de forage
US6644406B1 (en) * 2000-07-31 2003-11-11 Mobil Oil Corporation Fracturing different levels within a completion interval of a well
AU2001286512A1 (en) * 2000-08-31 2002-03-13 Halliburton Energy Services, Inc. Multi zone isolation tool and method for subterranean wells
US6997263B2 (en) * 2000-08-31 2006-02-14 Halliburton Energy Services, Inc. Multi zone isolation tool having fluid loss prevention capability and method for use of same
US7014100B2 (en) * 2001-04-27 2006-03-21 Marathon Oil Company Process and assembly for identifying and tracking assets
US6634428B2 (en) 2001-05-03 2003-10-21 Baker Hughes Incorporated Delayed opening ball seat
WO2002103161A2 (en) * 2001-06-19 2002-12-27 Exxonmobil Upstream Research Company Perforating gun assembly for use in multi-stage stimulation operations
US6575247B2 (en) * 2001-07-13 2003-06-10 Exxonmobil Upstream Research Company Device and method for injecting fluids into a wellbore
US6662874B2 (en) * 2001-09-28 2003-12-16 Halliburton Energy Services, Inc. System and method for fracturing a subterranean well formation for improving hydrocarbon production
US6719054B2 (en) * 2001-09-28 2004-04-13 Halliburton Energy Services, Inc. Method for acid stimulating a subterranean well formation for improving hydrocarbon production
US6725933B2 (en) * 2001-09-28 2004-04-27 Halliburton Energy Services, Inc. Method and apparatus for acidizing a subterranean well formation for improving hydrocarbon production
CA2412072C (en) * 2001-11-19 2012-06-19 Packers Plus Energy Services Inc. Method and apparatus for wellbore fluid treatment
US7347272B2 (en) 2002-02-13 2008-03-25 Schlumberger Technology Corporation Formation isolation valve
GB2411189B (en) 2002-04-16 2006-11-15 Schlumberger Holdings Tubing fill and testing method
US7370705B2 (en) 2002-05-06 2008-05-13 Baker Hughes Incorporated Multiple zone downhole intelligent flow control valve system and method for controlling commingling of flows from multiple zones
US7108067B2 (en) * 2002-08-21 2006-09-19 Packers Plus Energy Services Inc. Method and apparatus for wellbore fluid treatment
US7021384B2 (en) * 2002-08-21 2006-04-04 Packers Plus Energy Services Inc. Apparatus and method for wellbore isolation
US20040040707A1 (en) * 2002-08-29 2004-03-04 Dusterhoft Ronald G. Well treatment apparatus and method
US7516792B2 (en) * 2002-09-23 2009-04-14 Exxonmobil Upstream Research Company Remote intervention logic valving method and apparatus
GB2415725B (en) * 2003-04-01 2007-09-05 Specialised Petroleum Serv Ltd Downhole tool
US7387165B2 (en) * 2004-12-14 2008-06-17 Schlumberger Technology Corporation System for completing multiple well intervals
US7322417B2 (en) * 2004-12-14 2008-01-29 Schlumberger Technology Corporation Technique and apparatus for completing multiple zones
GB2435656B (en) 2005-03-15 2009-06-03 Schlumberger Holdings Technique and apparatus for use in wells

Cited By (15)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2541965C1 (ru) * 2010-12-29 2015-02-20 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. Способ и устройство завершения многоярусной скважины
US9382790B2 (en) 2010-12-29 2016-07-05 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for completing a multi-stage well
RU2604525C2 (ru) * 2011-08-19 2016-12-10 Везерфорд Текнолоджи Холдингз, ЛЛК Высокопроизводительная многоблочная система интенсификации добычи
US9080420B2 (en) 2011-08-19 2015-07-14 Weatherford Technology Holdings, Llc Multiple shift sliding sleeve
RU2531407C2 (ru) * 2011-08-19 2014-10-20 Везерфорд/Лэм, Инк. Скважинное устройство, скважинная система и способ обработки ствола скважины
RU2604600C2 (ru) * 2011-09-27 2016-12-10 Бейкер Хьюз Инкорпорейтед Способ и система гидравлического разрыва пласта
WO2014100421A1 (en) * 2012-12-19 2014-06-26 Schlumberger Canada Limited Downhole valve utilizing degradable material
US10233724B2 (en) 2012-12-19 2019-03-19 Schlumberger Technology Corporation Downhole valve utilizing degradable material
RU2651865C2 (ru) * 2013-03-15 2018-04-24 ВЕЗЕРФОРД ТЕКНОЛОДЖИ ХОЛДИНГЗ, ЭлЭлСи Захватное устройство
US10669830B2 (en) 2015-09-04 2020-06-02 National Oilwell Varco, L.P. Apparatus, systems and methods for multi-stage stimulation
RU2733998C2 (ru) * 2015-09-04 2020-10-09 Нэшнл Ойлвэл Варко, Л.П. Устройство, системы и способы многоступенчатой стимуляции
RU2719846C2 (ru) * 2016-01-08 2020-04-23 ЭсСи ЭССЕТ КОРПОРЕЙШН Система посадочного седла с цанговым патроном и способ разрыва углеводородного пласта
US11713638B2 (en) 2016-01-08 2023-08-01 Sc Asset Corporation Collet baffle system and method for fracking a hydrocarbon formation
RU2733580C2 (ru) * 2016-01-20 2020-10-05 Чайна Петролеум Энд Кемикал Корпорейшн Инструмент для открывания скользящей муфты
RU2806437C1 (ru) * 2020-05-08 2023-11-01 Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. Инструмент и система для заканчивания скважин и способ эксплуатации инструмента для заканчивания скважин

Also Published As

Publication number Publication date
US20060207764A1 (en) 2006-09-21
DE102007001399A1 (de) 2007-07-19
GB2434815B (en) 2008-09-24
CA2529913A1 (en) 2006-06-14
GB0623353D0 (en) 2007-01-03
GB2434815A (en) 2007-08-08
RU2005138838A (ru) 2007-06-20
CA2568365A1 (en) 2007-07-13
CA2568365C (en) 2015-03-31
US7322417B2 (en) 2008-01-29
DE102005060007A1 (de) 2006-06-22
CA2529913C (en) 2009-01-27
US20060124312A1 (en) 2006-06-15
US7377321B2 (en) 2008-05-27

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2314415C2 (ru) Способ и устройство для многопластового заканчивания скважины (варианты)
RU2428561C2 (ru) Система и способ для осуществления операции перфорирования в стволе скважины
US20070272413A1 (en) Technique and apparatus for completing multiple zones
US7513311B2 (en) Temporary well zone isolation
US7963342B2 (en) Downhole isolation valve and methods for use
EP0585142B1 (en) Apparatus for selectively perforating multiple zones in a well
US10294752B2 (en) Reverse flow catch-and-release tool and method
US5598894A (en) Select fire multiple drill string tester
US9702222B2 (en) Reverse flow multiple tool system and method
US10184319B2 (en) Reverse flow seat forming apparatus and method
US9617826B2 (en) Reverse flow catch-and-engage tool and method
US4560000A (en) Pressure-activated well perforating apparatus
US20120261131A1 (en) Assembly for Actuating a Downhole Tool
US10240446B2 (en) Reverse flow seat forming apparatus and method
US10221654B2 (en) Reverse flow arming and actuation apparatus and method
US9689232B2 (en) Reverse flow actuation apparatus and method
CA2628778A1 (en) Technique and apparatus for completing multiple zones
AU2021241518B2 (en) On-demand hydrostatic/hydraulic trigger system
US12055004B2 (en) System and method to free differentially stuck pipe
RU2774453C1 (ru) Система гидроразрыва пласта
AU2018453374B2 (en) Gravel pack assemblies and methods to bypass a fluid restrictor during gravel packing operations
WO1998050678A1 (en) Perforating apparatus and method