RU2316643C2 - Система и способ заканчивания скважины, имеющей множество зон (варианты) - Google Patents
Система и способ заканчивания скважины, имеющей множество зон (варианты) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2316643C2 RU2316643C2 RU2005138841/03A RU2005138841A RU2316643C2 RU 2316643 C2 RU2316643 C2 RU 2316643C2 RU 2005138841/03 A RU2005138841/03 A RU 2005138841/03A RU 2005138841 A RU2005138841 A RU 2005138841A RU 2316643 C2 RU2316643 C2 RU 2316643C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- valve
- casing
- hole
- wellbore
- well
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 25
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 claims abstract description 39
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims abstract description 38
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims abstract description 19
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims abstract description 5
- 230000004913 activation Effects 0.000 claims abstract description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 39
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 10
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 claims description 5
- 239000000017 hydrogel Substances 0.000 claims description 5
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 5
- 230000013011 mating Effects 0.000 claims description 4
- 230000033001 locomotion Effects 0.000 claims description 3
- 230000005855 radiation Effects 0.000 claims description 3
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 claims description 2
- 238000000576 coating method Methods 0.000 claims description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 abstract description 9
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 abstract 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 abstract 1
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 abstract 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 abstract 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 39
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 39
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 6
- 230000008569 process Effects 0.000 description 6
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 6
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 6
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 4
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 3
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 3
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 3
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 2
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 2
- 230000010006 flight Effects 0.000 description 2
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical compound C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005977 Ethylene Substances 0.000 description 1
- 229920006370 Kynar Polymers 0.000 description 1
- 239000002033 PVDF binder Substances 0.000 description 1
- 229920005830 Polyurethane Foam Polymers 0.000 description 1
- 229920006362 Teflon® Polymers 0.000 description 1
- 239000000853 adhesive Substances 0.000 description 1
- 230000001070 adhesive effect Effects 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- UUAGAQFQZIEFAH-UHFFFAOYSA-N chlorotrifluoroethylene Chemical group FC(F)=C(F)Cl UUAGAQFQZIEFAH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 229920001198 elastomeric copolymer Polymers 0.000 description 1
- 230000005284 excitation Effects 0.000 description 1
- 239000004744 fabric Substances 0.000 description 1
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 1
- 239000004446 fluoropolymer coating Substances 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 1
- 239000004519 grease Substances 0.000 description 1
- HCDGVLDPFQMKDK-UHFFFAOYSA-N hexafluoropropylene Chemical group FC(F)=C(F)C(F)(F)F HCDGVLDPFQMKDK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 239000002648 laminated material Substances 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 1
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- -1 polytetrafluoroethylene Polymers 0.000 description 1
- 229920001343 polytetrafluoroethylene Polymers 0.000 description 1
- 239000004810 polytetrafluoroethylene Substances 0.000 description 1
- 239000011496 polyurethane foam Substances 0.000 description 1
- 229920002981 polyvinylidene fluoride Polymers 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 229920005604 random copolymer Polymers 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 230000008054 signal transmission Effects 0.000 description 1
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- BFKJFAAPBSQJPD-UHFFFAOYSA-N tetrafluoroethene Chemical group FC(F)=C(F)F BFKJFAAPBSQJPD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920001221 xylan Polymers 0.000 description 1
- 150000004823 xylans Chemical class 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—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
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
-
- 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
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/02—Subsoil filtering
- E21B43/08—Screens or liners
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- 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
- E21B2200/00—Special features related to earth drilling for obtaining oil, gas or water
- E21B2200/06—Sleeve valves
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)
- Earth Drilling (AREA)
- Lift Valve (AREA)
- Rollers For Roller Conveyors For Transfer (AREA)
- Multiple-Way Valves (AREA)
- Prostheses (AREA)
Abstract
Изобретение относится к системе и способу заканчивания скважины с несколькими зонами добычи. Обеспечивает повышение надежности системы и эффективности способа. Сущность изобретения: система содержит обсадную колонну, размещенную и закрепленную в стволе скважины посредством цемента, множество клапанов, соединенных с обсадной колонной и предназначенных для регулирования сообщения между этой колонной и зоной скважины. При этом клапаны содержат фильтр, способный перемещаться в фильтрующее положение, в котором фильтр совмещен с, по меньшей мере, одним отверстием клапана, и положение, в котором он не совмещен с указанным отверстием клапана. Кроме того, в изобретении описаны механизмы приведения в действие одного или нескольких клапанов, включая шток, сбрасываемый шар, опускаемый инструмент и систему приведения в действие на основе линий управления. 5 н. и 28 з.п. ф-лы, 11 ил.
Description
Настоящее изобретение в общем относится к добыче углеводородов в подземных пластах и, в частности, к системе и способу подачи обрабатывающих жидкостей в скважины, содержащие несколько эксплуатационных зон.
При выполнении типичных операций в стволе скважины различные обрабатывающие жидкости могут нагнетаться в скважину и, в конечном счете, в пласт горной породы для восстановления или повышения производительности этой скважины. Например, в ствол скважины может нагнетаться "жидкость для гидроразрыва", не являющаяся химически активной, для создания и распространения трещин в пласте горной породы с целью создания каналов, облегчающих перемещение потока углеводородов по направлению к стволу скважины, чтобы в результате эти углеводороды можно было откачать из скважины. При выполнении таких операций гидроразрыва упомянутая жидкость вводится в ствол скважины гидравлическим путем, проникая в подземный пласт, и воздействует давлением на слои этого пласта. Это заставляет слои разламываться и растрескиваться, и при перемещении вязкой жидкости, содержащей расклинивающий наполнитель, в разлом горной породы этот расклинивающий наполнитель проникает в трещины. Возникающее в результате разрушение, обусловленное проникновением расклинивающего наполнителя, приводит к увеличению потока извлекаемого флюида (т.е. нефти, газа или воды) в ствол скважины. В качестве другого примера, в пласт горной породы может быть введена жидкость, оказывающая реакционное воздействие на пласт или "кислота". Обработка пласта путем окисления приводит к растворению материала в его порах, что увеличивает производительность добычи.
В настоящее время в скважинах, содержащих несколько эксплуатационных зон, при обработке различных пластов горной породы может оказаться необходимым использовать соответствующую операцию, включающую несколько этапов, что требует выполнения множества спусков-подъемов (рейсов). Каждый рейс в общем случае состоит из изолирования отдельной эксплуатационной зоны и последующей подачи обрабатывающей жидкости в изолированную зону. Так как для изолирования и обработки каждой из зон требуется несколько рейсов, то вся операция может оказаться очень длительной и дорогостоящей.
Целью настоящего изобретения является создание систем и способов, обеспечивающих подачу обрабатывающих жидкостей в несколько зон скважины за один рейс.
Эта цель достигается тем, что система для заканчивания скважины, имеющей множество зон, содержит обсадную колонну, размещенную и закрепленную в стволе скважины посредством цемента, множество клапанов, соединенных с обсадной колонной и предназначенных для регулирования сообщения между этой колонной и зоной скважины, при этом, по меньшей мере, один из клапанов содержит фильтр, способный перемещаться между фильтрующим положением, в котором фильтр совмещен с, по меньшей мере, одним отверстием клапана, и другим положением, в котором он не совмещен с указанным отверстием клапана.
Каждый клапан может содержать корпус, имеющий осевой канал и, по меньшей мере, одно отверстие, предназначенное для обеспечения сообщения между осевым каналом корпуса и зоной скважины, и скользящую гильзу, установленную в корпусе с возможностью перемещения между положением с открытым отверстием, в котором существует путь прохождения потока между осевым каналом корпуса и зоной скважины, и положением с закрытым отверстием, в котором путь прохождения потока прерван.
Скользящая гильза может содержать, по меньшей мере, одно отверстие, совмещенное, по меньшей мере, одним отверстием корпуса при расположении гильзы в положении с открытым отверстием, и не совмещенное с, по меньшей мере, одним отверстием корпуса при расположении гильзы в положении с закрытым отверстием.
Система может дополнительно содержать шток, способный перемещать скользящую гильзу между положением с открытым отверстием и положением с закрытым отверстием.
Система может дополнительно содержать передатчик, соединенный , по меньшей мере, с одним клапаном и способный излучать предварительно определенный сигнал, и приемник, соединенный со штоком и способный обнаруживать предварительно определенный сигнал, излучаемый передатчиком, при этом шток способен перемещать скользящую гильзу клапана между положением с открытым отверстием и положением с закрытым отверстием при обнаружении предварительно определенного сигнала передатчика. Предварительно определенный сигнал может быть выбран из группы, состоящей из радиосигнала, акустического сигнала, сигнала радиоактивного излучения и магнитного сигнала.
Система может дополнительно содержать контроллер, поршень, установленный в корпусе каждого клапана для соединения со скользящей гильзой, соленоид, соединенный с поршнем каждого клапана и способный перемещать гильзу между положением с открытым отверстием и положением с закрытым отверстием, и сеть линий управления, предназначенную для соединения контроллера с, по меньшей мере, одним клапаном.
Система может дополнительно содержать адресуемый переключатель, установленный в электрической цепи, образованной сетью линий управления между контроллером и каждым клапаном, при этом сеть линий управления содержит, по меньшей мере, одну гидравлическую линию управления и, по меньшей мере, одну электрическую линию управления.
Система может дополнительно содержать сбрасываемый шар, имеющий заранее определенный диаметр, и гнездо, соединенное с гильзой одного из клапанов и имеющее осевой канал с диаметром, меньшим диаметра шара, при этом шар способен входить в контакт с гнездом для перемещения скользящей гильзы между положением с открытым отверстием и положением с закрытым отверстием.
Система может дополнительно содержать опускаемый инструмент, состоящий из корпуса с прикрепленным к нему блокировочным механизмом, имеющим множество штырей, один конец которых закреплен на корпусе опускаемого инструмента, а другой конец имеет выступающий элемент, и блокировочный механизм способен переключаться между первым положением, в котором множество штырей убрано, и вторым положением, в котором множество штырей выдвинуто наружу в радиальном направлении, и рабочую колонну, предназначенную для подвешивания опускаемого инструмента в стволе скважины, при этом гильза каждого клапана содержит ответную часть, способную принимать выступающие элементы множества штырей блокировочного механизма, когда этот механизм находится во втором положении.
Каждое отверстие клапана может быть выполнено в выступающем элементе, размещенном на корпусе и выступающем наружу в радиальном направлении к стволу скважины.
Система может дополнительно содержать трубчатый поршень, установленный в каждом отверстии корпуса и способный выдвигаться из корпуса наружу в радиальном направлении для контакта со стволом скважины и установления сообщения между осевым каналом корпуса и зоной скважины.
Система может дополнительно содержать хрупкий элемент, установленный в трубчатом поршне и способный герметично отделять осевой канал корпуса от ствола скважины. Трубчатый поршень может быть выполнен с острым концом, перемещаемым наружу в радиальном направлении для контакта с зоной скважины.
Система может дополнительно содержать расширяющийся элемент, образованный вокруг отверстия одного из клапанов и способный предотвращать поступление цемента в отверстие при его активации. Расширяющийся элемент может быть выбран из группы, состоящей из разбухающего каучука, разбухающего гидрогеля и разбухающей эластомерной смеси.
Согласно изобретению создан способ заканчивания скважины, имеющей множество зон, и содержащий следующие этапы:
опускание обсадной колонны, содержащей множество выполненных в ней клапанов с расширяющимся элементом, сформированным вокруг отверстия, по меньшей мере, одного клапана, с поверхности вниз, в ствол скважины таким образом, что каждый клапан располагается на уровне зоны скважины;
цементирование обсадной колонны в стволе скважины;
открытие, по меньшей мере, одного клапана для обеспечения сообщения ствола скважины с поверхностью;
активация расширяющегося элемента для предотвращения поступления цемента в указанное отверстие.
Способ может дополнительно содержит этап подачи обрабатывающей жидкости в зону скважины через открытый клапан.
Открытие клапана можно осуществлять посредством перемещения под действием давления штока с поверхности в обсадную колонну для перемещения гильзы в клапане, или посредством сбрасывания с поверхности шара в обсадную колонну для его размещения в гнезде гильзы клапана и увеличения гидравлического давления над шаром для перемещения гильзы в клапане, или посредством подачи электрического сигнала на соленоид клапана по линии управления и обеспечения энергией поршня для перемещения скользящей гильзы в клапане.
Способ может дополнительно содержать этап перемещения, по меньшей мере, одного трубчатого поршня наружу в радиальном направлении для обеспечения сообщения между зоной скважины и клапаном.
Согласно изобретению создана система для заканчивания скважины, имеющей множество зон, содержащая обсадную колонну, размещенную и закрепленную в стволе скважины при помощи цемента, множество клапанов, соединенных с обсадной колонной и содержащих, каждый, сквозное отверстие, предназначенное для регулирования сообщения между обсадной колонной и одной из зон скважины, и скользящую гильзу, установленную в клапане, предназначенную для регулировки сообщения через сквозное отверстие и имеющую осевой канал, имеющий ответную часть, исполнительный инструмент, содержащий конусный замок, способный избирательно входить в сцепление с ответной частью скользящей гильзы каждого клапана, и рабочую колонну, соединенную с исполнительным инструментом и способную перемещать этот инструмент в стволе скважины в осевом направлении.
Система может дополнительно содержать покрытие, нанесенное на корпус каждого клапана, способное уменьшать связь цемента с корпусом.
Система может дополнительно содержать множество выступов, выполненных на корпусе каждого клапана и выступающих наружу в радиальном направлении в сторону ствола скважины для уменьшения объема цемента, находящегося в кольцевом пространстве, образованном корпусом и стволом скважины, при этом между двумя соседними выступами расположена канавка, обеспечивающая прохождение цемента через кольцевое пространство при выполнении операции цементирования.
Согласно другому варианту осуществления изобретения создана система для заканчивания скважины, имеющей зону скважины, содержащая обсадную колонну, размещенную и закрепленную в стволе скважины посредством цемента и имеющую осевой канал, и клапан, соединенный с обсадной колонной, предназначенный для регулирования сообщения между этой колонной и зоной скважины и способный перемещаться между открытым положением, в котором существует путь прохождения потока между осевым каналом обсадной колонны и зоной скважины, и закрытым положением, в котором путь прохождения потока прерван, при этом клапан имеет выбранное фильтрующее положение для фильтрации текучей среды, поступающей из зоны скважины.
Система может дополнительно содержать шток, способный переключать клапан между открытым положением и закрытым положением.
Система может дополнительно содержать контроллер, поршень, соединенный с клапаном, соленоид, соединенный с поршнем клапана и способный перемещать поршень для переключения клапана между открытым положением и закрытым положением, и линию управления, соединяющую контроллер с клапаном.
Система может дополнительно содержать сбрасываемый шар, способный переключать клапан между открытым положением и закрытым положением.
Система может дополнительно содержать опускаемый инструмент, состоящий из корпуса с прикрепленным к нему блокировочным механизмом и способный переключать клапан между открытым положением и закрытым положением, и рабочую колонну, предназначенную для подвешивания опускаемого инструмента в стволе скважины.
Система может дополнительно содержать расширяющийся элемент, образованный вокруг клапана и способный предотвращать поступление цемента в клапан при открытом положении клапана.
Согласно еще одному варианту изобретения система для заканчивания скважины, имеющей множество зон, содержит обсадную колонну, размещенную и закрепленную в стволе скважины посредством цемента, множество клапанов, соединенных с обсадной колонной и предназначенных для регулирования сообщения между этой колонной и зоной скважины, и расширяющийся элемент, образованный вокруг отверстия корпуса одного из клапанов и способный предотвращать поступление цемента в указанное отверстие при его активации.
Расширяющийся элемент может быть выбран из группы, состоящей из разбухающего каучука, разбухающего гидрогеля и разбухающей эластомерной смеси.
Более подробное описание изобретения приведено ниже со ссылками на приложенные чертежи, на которых изображено следующее:
Фиг.1 изображает вид сбоку одного из вариантов системы заканчивания многозонной скважины, соответствующей настоящему изобретению, которая содержит зональные распределительные клапаны, размещаемые в стволе скважины;
Фиг.2А-2В изображают вид сбоку и поперечное сечение одного из вариантов зонального распределительного клапана, соответствующего настоящему изобретению, который содержит скользящую гильзу;
Фиг.3 изображает поперечное сечение одного из вариантов исполнительного штока, используемого при приведении в действие скользящей гильзы зонального распределительного клапана;
Фиг.4А-4Е изображают поперечные сечения одного из вариантов зонального распределительного клапана со скользящей гильзой, приводимого в действие штоком с использованием радиочастотных приемников/передатчиков;
Фиг.5А изображает поперечное сечение одного из вариантов зонального распределительного клапана, содержащего осевой поршень, предназначенный для приведения в действие гильзы;
Фиг.5В схематично изображает один из вариантов системы заканчивания скважины, соответствующей настоящему изобретению, которая содержит сеть линий управления, предназначенную для приведения в действие одного или несколько зональных распределительных клапанов;
Фиг.6 изображает вид сбоку одного из вариантов системы заканчивания многозонной скважины, соответствующей настоящему изобретению, которая содержит зональные распределительные клапаны, приводимые в действие одним или несколькими сбрасываемыми шарами;
Фиг.7 изображает поперечное сечение зонального распределительного клапана со скользящей гильзой, который содержит дополнительную фильтрующую область;
Фиг.8А-8D изображают поперечные сечения различных вариантов поршней, предназначенных для откачки, которые установлены в отверстиях зонального распределительного клапана;
Фиг.9А-9Н изображают поперечные сечения одного из вариантов зонального распределительного клапана со скользящей гильзой, устанавливаемого в стволе скважины;
Фиг.10А-10С изображают виды сбоку одного из вариантов системы заканчивания скважины, соответствующей настоящему изобретению, которую размещают в открытом или необсаженном стволе скважины;
Фиг.11А-11Е изображают виды сбоку нескольких зональных распределительных клапанов со скользящими гильзами, приводимых в действие блокировочным механизмом, который подвешен на рабочей колонне.
Необходимо отметить, однако, что приложенные чертежи иллюстрируют только типичные варианты реализации настоящего изобретения и, таким образом, не должны рассматриваться как ограничивающие его объем, поскольку изобретение может допускать и другие варианты его реализации, обладающие равнозначной эффективностью.
В приведенном ниже описании для облегчения понимания настоящего изобретения указаны многочисленные детали. Однако специалисты в данной области техники должны понимать, что настоящее изобретение может быть реализовано на практике без использования этих деталей, и что к описанным вариантам реализации настоящего изобретения могут быть сделаны различные изменения и модификации.
В описании и приложенной Формуле изобретения термины "соединять", "соединение", "соединенный", "в соединении с" и "соединяющий" используются в значении "в непосредственном соединении с" или "в соединении через другой элемент", и термин "группа" используется в значении "один элемент" или "более одного элемента". В том виде, как они здесь используются, термины "вверх" и "вниз", "верхний" и "нижний", "в направлении вверх" и "в направлении вниз", "выше по течению" и "ниже по течению", "выше" и "ниже" и другие подобные термины, указывающие относительное положение выше или ниже заданной точки или элемента, применяются в данном описании с целью более четкого описания некоторых вариантов реализации настоящего изобретения. Кроме того, термин "уплотняющий механизм" включает пакеры, пакер-пробки, забойные клапаны, скользящие гильзы, комбинации перегородка-пробка, уплотнения приемных гнезд (пакеров), а также все другие способы и устройства, предназначенные для временной блокировки потока текучих сред через ствол скважины. Кроме того, термин "обрабатывающая жидкость" включает любую жидкость, подаваемую в пласт для стимулирования добычи, включая жидкость для гидроразрыва, кислоту, гель, пену или другую жидкость для воздействия на пласт, но не ограничиваясь перечисленным.
Настоящее изобретение в общем относится к системе и способу для заканчивания многозонных скважин путем подачи обрабатывающей жидкости для достижения определенной производительности. В типичном случае такие скважины заканчивают поэтапно, что приводит к длительному времени заканчивания (например, приблизительно от четырех до шести недель). При использовании настоящего изобретения можно снизить время заканчивания (например, до нескольких дней) путем выполнения нескольких операций, каждая из которых ранее осуществлялась за один рейс, в процессе единого рейса.
На Фиг.1 изображен вариант системы заканчивания скважины, соответствующей настоящему изобретению, которая предназначена для использования в стволе 10 скважины. Ствол 10 скважины может включать множество зон 12А и 12В (например, пластовые, эксплуатационные зоны, зоны нагнетания, нефтегазоносные, нефтеносные, газоносные либо водоносные зоны или интервалы). Система заканчивания включает обсадную колонну 20, содержащую один или несколько зональных распределительных клапанов 25А и 25В, размещенных в соответствии с расположением каждой пластовой зоны 12А и 12В. Зональные распределительные клапаны 25А и 25В служат для регулирования гидродинамической взаимосвязи между осевым каналом обсадной колонны 20 и соответствующей пластовой зоной 12А и 12В. Например, для подачи обрабатывающей жидкости в пластовую зону 12В клапан 25В открывают, а клапан 25А закрывают. В результате любая обрабатывающая жидкость, подаваемая в обсадную колонну 20 с поверхности, будет подаваться в зону 12В и будет проходить мимо зоны 12А. Клапаны 25А и 25В системы заканчивания скважины могут включать клапан любого типа или различные комбинации клапанов, включая клапаны со скользящей или вращающейся гильзой, шаровые клапаны, откидные клапаны, но не ограничиваясь перечисленным. Более того, хотя в данном варианте описана система заканчивания, включающая обсадную колонну, в других вариантах может быть использована любая последовательность трубчатых элементов, включающая обсадную трубу, вкладыш, патрубок, трубу или другие трубчатые элементы.
Что касается использования системы заканчивания скважины, соответствующей настоящему изобретению, то некоторые ее варианты могут быть размещены в стволе скважины (например, открытом или необсаженном стволе) в качестве временного оборудования. В таких вариантах уплотняющие механизмы могут быть использованы для каждого клапана и внутри кольцевого пространства, образованного последовательностью трубчатых элементов и стволом скважины для изоляции пластовых зон, обрабатываемых обрабатывающей жидкостью. Однако в других вариантах клапаны и обсадная колонна системы заканчивания могут быть зацементированы на месте в качестве постоянного оборудования. В таких вариантах цемент служит для изоляции каждой пластовой зоны.
На Фиг.2А и 2В изображен один из вариантов зонального распределительного клапана 25. Клапан 25 включает внешний корпус 30, через который проходит осевой канал и который соединен с обсадной колонной 20 (или другой последовательностью трубчатых элементов), либо является ее неотъемлемой частью. Корпус 30 имеет группу отверстий 32, выполненных в нем с целью установления сообщения между стволом скважины и осевым каналом в этом корпусе. В некоторых вариантах реализации настоящего изобретения корпус 30 также содержит группу "выступов" или выступающих элементов 34, в которых выполнены отверстия 32. Каждый выступ 34 выдается наружу в радиальном направлении для снижения до минимума зазора 14 между клапаном 25 и стволом 10 скважины (как показано на Фиг.1), при этом цемент может по-прежнему свободно протекать через канавки между выступами во время цементирования обсадной колонны. Путем снижения до минимума зазора 14 между выступами 34 и пластом горной породы, кроме того, можно уменьшить до минимума количество цемента, препятствующего сообщению через отверстия 32. Внутри осевого канала корпуса 30 установлена гильза 36. Гильза 36 может перемещаться между: "положением с открытым отверстием", при котором существует сообщение между стволом скважины и осевым каналом корпуса 30 через группу отверстий 32, и "положением с закрытым отверстием", при котором гильза 36 препятствует сообщению между стволом скважины и осевым каналом корпуса 30 через группу отверстий 32. В некоторых вариантах реализации настоящего изобретения в гильзе 36 выполнена группа отверстий 38, которые совмещены с группой отверстий 32 корпуса 30 при положении с открытым отверстием и несовмещены с группой отверстий 32 корпуса 30 при упомянутом положении с закрытым отверстием. В некоторых вариантах реализации настоящего изобретения гильза 36 не имеет отверстий, и клапан 25 переходит в положение с открытым отверстием и положение с закрытым отверстием соответственно в результате перемещения гильзы 36 из положения в непосредственной близости от группы отверстий 32 и перемещения гильзы 36 в положение, когда она закрывает группу отверстий 32. Хотя в этом варианте реализации настоящего изобретения гильза 36 переходит из положения с открытым отверстием в положение с закрытым отверстием и обратно в результате скольжения или шагового перемещения в осевом направлении, в других вариантах эта гильза может переходить из положения с открытым отверстием в положение с закрытым отверстием и обратно в результате вращения вокруг центральной оси корпуса 30. Более того, хотя в данном варианте клапан 25 содержит гильзу 36, установленную внутри корпуса 30, в альтернативном варианте гильза 36 может быть расположена с внешней стороны этого корпуса.
Зональный распределительный клапан 26 может приводиться в действие при помощи ряда устройств, включая штоки, инструментальные колонны, линии управления и сбрасываемые шары, но не ограничиваясь перечисленным. Кроме того, варианты реализации настоящего изобретения могут включать беспроводное приведение в действие зонального распределительного клапана, например, при помощи импульса давления, волн электромагнитного излучения, сейсмических волн, акустических сигналов и других способов беспроводной передачи сигнала. На Фиг.3 изображен один из вариантов исполнительного механизма для выборочного приведения в действие клапанов системы заканчивания скважины, соответствующей настоящему изобретению. Шток 100, содержащий блокировочный механизм 110 (например, конусный замок), может опускаться в обсадную колонну 20 и под действием давления продвигаться вниз до вхождения в сцепление с ответной частью 37, выполненной в скользящей гильзе 36 клапана 25. После вхождения штока в сцепление с гильзой гидравлическое давление за штоком 100 может быть увеличено до предварительно определенного уровня для перемещения гильзы между положением с открытым отверстием и положением с закрытым отверстием. В определенных вариантах реализации настоящего изобретения шток 100 может содержать центратор 115 (например, направляющие пластины).
В некоторых вариантах штока, соответствующего настоящему изобретению, блокировочный механизм 110 является неподвижным, то есть блокировочный механизм выдвинут наружу в радиальном направлении для вхождения в сцепление с ответной частью 37, выполненной в гильзе 36 первого клапана 25, который встречается на его пути (Фиг.3). В других вариантах блокировочный механизм 110 является подвижным, то есть шток 100 сначала продвигается вниз с убранным блокировочным механизмом (как показано на Фиг.4А), и запрограммирован на выдвижение наружу в радиальном направлении при приближении к заранее определенному клапану (Фиг.4В). В этом случае может выбираться клапан 25, расположенный в конкретном интервале пласта, который открывается для поступления обрабатывающей жидкости в нижележащий пласт. Например, согласно Фиг.4А, каждый из клапанов 25А, 25В и 25С содержит передатчик 120А, 120В и 120С, излучающий конкретный сигнал (например, радиосигнал, акустический сигнал, сигнал радиоактивного излучения, магнитный сигнал и т.д.). Каждый передатчик 120А, 120В и 120С каждого из клапанов 25А, 25В и 25С может излучать уникальный радиосигнал. Шток 100 под действием давления продвигается вниз с поверхности с конусным замком 110 (или другим блокировочным механизмом), находящимся в убранном (т.е. не выдвинутом в радиальном направлении) положении. Шток 100 содержит приемник 125, предназначенный для приема конкретного заданного радиосигнала. Когда шток 100 проходит мимо клапанов 25А и 25В, излучающих отличающийся радиосигнал, конусный замок 110 остается убранным. Как показано на Фиг.4В, когда шток 100 приближается к клапану 25С, излучающему заданный радиосигнал, конусный замок 110 быстро переходит в выдвинутое положение за счет перемещения наружу в радиальном направлении. Как показано на Фиг.4С, выдвинутый конусный замок 110 штока 100 запирается в ответной части 37С гильзы 36С. После этого шток 100 и гильзу 36 можно за счет давления перемещать вниз до тех пор, пока клапан 25С не перейдет в положение с открытыми отверстиями, в результате чего может быть обеспечена подача обрабатывающей жидкости в пластовую зону 12С.
В некоторых вариантах реализации настоящего изобретения шток может содержать уплотняющий механизм для предотвращения прохождения обрабатывающей жидкости ниже штока, когда он заблокирован в скользящей гильзе клапана. Как показано на Фиг.40, в таких вариантах реализации настоящего изобретения в обсадную колонну 20 может быть опущен и продвинут вниз при помощи давления другой шток 200. Как и в случае штока 100, конусный замок 210 штока 200 остается в убранном положении до тех пор, пока шток 200 не приблизится к передатчику 120В клапана 25В, излучающему заданный радиосигнал, соответствующий приемнику 225 штока 200. Как показано на Фиг.4Е, когда принят данный сигнал, конусный замок 210 быстро переходит в выдвинутое положение за счет перемещения наружу в радиальном направлении, в результате чего он запирается и герметизируется в ответной части 37В гильзы 36В данного клапана. После этого шток 200 и гильзу 36В можно за счет давления перемещать вниз до тех пор, пока клапан 25В не перейдет в положение с открытым отверстием, при этом клапан 25В изолируется от клапанов 25А и 25С. В этом случае обрабатывающую жидкость можно подавать в пластовую зону 12В. В одном из вариантов реализации настоящего изобретения штоки могут содержать ловильную часть, в результате чего их можно извлекать после подачи обрабатывающей жидкости и до начала эксплуатации скважины.
В еще одном варианте системы заканчивания скважины, соответствующей настоящему изобретению, как показано на Фиг.11А-11Е, вместо продвижения блокировочного механизма за счет давления вниз на штоки, блокировочный механизм 700 (например, конусный замок) может опускаться в скважину на рабочей колонне 705 (например, лифтовой колонне из гибких труб, наматываемых на барабан, тросе, бурильной колонне или проволочном канате). Блокировочный механизм 700 используется для вхождения в сцепление с гильзами 36А, 36В и 36С для перемещения этих гильз между положением с открытым отверстием и положением с закрытым отверстием. При выполнении операций возбуждения притока в скважину блокировочный механизм 700 может использоваться для открывания соответствующего клапана 25А, 25В и 25С пластовой зоны 12А, 12В и 12С, в который планируется подача обрабатывающей жидкости. В этом случае заданный интервал пласта во время процесса возбуждения притока изолируют от любых других интервалов пласта. Например, в одном из вариантов реализации настоящего изобретения блокировочный механизм 700, содержащий конусный замок 710, может опускаться вниз на тросе 705. Конусный замок 710 содержит множество штырей 712, на концах которых выполнены выступающие элементы 714, предназначенные для сцепления с ответной частью 39А, 39В, 39С, расположенной на внутренней поверхности скользящей гильзы 36А, 36В, 36С каждого из клапанов 25А, 25В и 25С. При приведении в действие конусный замок 710 может занимать одно из двух положений: первое положение, при этом штыри 712 убираются (Фиг.11А), и второе положение, при этом упомянутые штыри при перемещении выдвигаются наружу в радиальном направлении (Фиг.11В). Конусный замок 710 может приводиться в действие импульсами давления, посылаемыми с поверхности, которые должны приниматься контроллером, установленным в блокировочном механизме 700. В качестве альтернативы блокировочный механизм 700 может также содержать преобразователь натяжения, в результате чего сигналы в контроллер этого механизма могут подаваться за счет вертикального перемещения троса 705 (например, при вытягивании троса на поверхность). В процессе работы блокировочный механизм 700 опускается до самого нижнего клапана 25С, при этом конусный замок 710 этого механизма находится в первом, убранном положении. Когда блокировочный механизм 700 достигает заданной глубины поблизости от пластовой зоны 12С, конусный замок 710 приводится в действие с поверхности для перемещения штырей 712 наружу в радиальном направлении, в результате чего элементы 714 входят в сцепление с ответной частью 39С скользящей гильзы 36С. Блокировочный механизм 700 подтягивается в осевом направлении вверх на тросе 705 для перевода скользящей гильзы 36С из положения с закрытыми отверстиями в положение с открытыми отверстиями, что позволяет подавать обрабатывающую жидкость в нижележащую пластовую зону 12С. После обработки пластовой зоны 12С блокировочный механизм 700 снова подтягивают в осевом направлении вверх на тросе 705 для перевода скользящей гильзы 36С из положения с открытым отверстием в положение с закрытым отверстием. После чего конусный замок 710 снова приводится в действие, чтобы убрать штыри 712, и вывести этот механизм из сцепления со скользящей гильзой 36С. Затем блокировочный механизм 100 может быть перемещен вверх к следующему клапану 25В, в результате чего этот клапан можно открыть, в пластовую зону 12В подать обрабатывающую жидкость, и после этого снова закрыть данный клапан. Этот процесс можно повторить для каждого клапана, имеющегося в системе заканчивания скважины.
В других вариантах реализации настоящего изобретения клапаны системы заканчивания скважины могут приводиться в действие с использованием сети линий управления (например, гидравлических, электрических, волоконно-оптических или их комбинации). Сеть линий управления может соединять каждый из клапанов с расположенным на поверхности контроллером, который предназначен для управления положением этих клапанов. Как показано на Фиг.5А-5В, каждый клапан 25А, 25В и 25С содержит осевой поршень 60, который является его неотъемлемой частью и предназначен для перемещения гильзы 36 между положением с открытым отверстием и положением с закрытым отверстием, а также содержит соленоид 62А, 62В и 62С, предназначенный для снабжения энергией поршня каждого из упомянутых клапанов. Один из вариантов данной сети может включать отдельную линию управления для каждого клапана 25, идущую на поверхность, либо может существовать только одна электрическая линия 64 управления и линия 66 гидравлического питания. В случае варианта, включающего одну электрическую линию 64 управления, уникальный электрический сигнал посылается на адресуемый переключатель 68А, 68В и 68С, который имеет электрическое соединение соответственно с соленоидом 62А, 62В и 62С. Каждый адресуемый переключатель 68А, 68В и 68С распознает уникальный электрический адрес и осуществляет подачу электроэнергии на соответствующий соленоид 62А, 62В, 62С только в случае приема упомянутого уникального сигнала. Каждый из соленоидов 62А, 62В, 62С подает гидравлическое давление от линии питания или сбрасывает гидравлическое давление в пласт, обсадную колонну или обратно на поверхность. При его приведении в действие каждый из соленоидов 62А, 62В и 62С перемещает гильзу 36 между положением с открытым отверстием и положением с закрытым отверстием.
В следующих вариантах системы заканчивания скважины, соответствующей настоящему изобретению, исполнительный механизм, предназначенный для приведения в действие клапанов, может включать группу сбрасываемых шаров. Как показано на Фиг.6, каждый из клапанов 25А, 25В, 25С может содержать соответствующее гнездо 300А, 300В, 300С для сбрасываемого шара, которое предназначено для размещения сбрасываемого шара в гильзе 36А, 36В и 36С и герметизации проходящего через нее осевого канала. Затем с поверхности на сбрасываемый шар может подаваться давление для перемещения каждой из гильз 36А, 36В и 36С между положением с открытым отверстием и положением с закрытым отверстием. В одном из вариантов каждый клапан может содержать гнездо с таким размером, чтобы удерживать шар определенного размера. Например, осевой канал, проходящий через гнездо 300 В расположенного выше клапана 25В, может иметь диаметр больше чем у гнезда 300С расположенного ниже клапана 25С, в результате чего сбрасываемый шар 310С, предназначенный для приведения в действие расположенного ниже клапана 25С, может проходить через осевой канал гнезда 300В клапана 25В, который расположен выше. Это позволяет сначала открыть расположенный ниже клапан 25С, обработать пласт 12С, затем открыть расположенный выше клапан 25В при помощи сбрасываемого шара 310В и обработать пласт 12В. Как и в случае использования штоков, при размещении шаров в гнездах может обеспечиваться герметичность, чтобы изолировать клапаны, расположенные ниже, во время подачи обрабатывающей жидкости.
На Фиг.7 изображен другой вариант зонального распределительного клапана 25, используемого с системой заканчивания скважины, соответствующей настоящему изобретению. Как и в случае варианта, показанного на Фиг.2, клапан 25 содержит корпус 30, в котором выполнена группа отверстий 32 корпуса, и скользящую гильзу 36, в которой выполнена группа соответствующих отверстий 38 гильзы. Однако в этом варианте гильза 36 также содержит фильтр 400. При совмещении с группой отверстий 32 корпуса 30 фильтр 400 гильзы 36 обеспечивает третье положение, в котором может работать клапан 25. При выполнении операций в скважине данный вариант клапана 25 может находиться в трех положениях: закрытое положение, полностью открытое положение для подачи обрабатывающей жидкости и открытое положение через фильтр 400. "Фильтрующее положение" может использоваться для предотвращения поступления расклинивающего наполнителя или в ином случае для традиционной борьбы с поступлением песка (т.е. для предотвращения поступления в ствол скважины извлекаемого песка). Фильтр 400 может быть изготовлен в виде любого обычного экрана для борьбы с поступлением песка, включая вкладыш со щелевидными продольными отверстиями, который обернут проволокой, металлическую ткань и спеченный слоистый материал, но не ограничиваясь перечисленным.
На Фиг.8А-8С изображен следующий вариант зонального распределительного клапана 25, который предназначен для использования с цементируемой системой заканчивания скважины, соответствующей настоящему изобретению. В этом варианте в каждом отверстии 32 корпуса 30 размещен выдвигаемый поршень 500, в котором выполнен осевой канал, предназначенный для сообщения между пластом и осевым каналом клапана 25. Каждый поршень 500 может выдвигаться для вхождения в контакт с пластом и создания уплотнения, препятствующего проникновению цемента во время цементирования обсадной колонны, что позволяет цементу протекать мимо выдвинутых поршней. В общем случае каждый из клапанов 25 опускают вниз вместе с обсадной колонной в таком состоянии, когда поршни 500 находятся в убранном положении. Когда обсадной колонной достигнута заданная глубина, поршни 500 под воздействием давления могут быть выдвинуты наружу в радиальном направлении и могут войти в контакт и/или создать герметичное соединение с пластом. В некоторых вариантах реализации настоящего изобретения каждый из поршней содержит хрупкую прокладку 505 (например, разрушаемый диск), установленную в поршне для предотвращения поступления в него цемента. Когда цемент затвердел, при помощи давления можно разрушить прокладку 505 в клапане 25 и установить гидродинамическую взаимосвязь с пластом. После чего через выдвинутые поршни 500 можно подавать в пласт обрабатывающую жидкость. В качестве альтернативы, чтобы закрыть отверстия и воспрепятствовать поступлению цемента в клапан, к корпусу может быть прикреплен тонкий металлический щиток. В этом варианте упомянутый щиток можно легко оторвать от корпуса с помощью давления обрабатывающей жидкости во время операции возбуждения притока в нижележащем интервале. В альтернативном варианте, как показано на Фиг.80, каждый из поршней 500 может иметь острый конец 510 для создания первоначального участка поступления обрабатывающей жидкости в пласт, после того как поршень выдвигается для контактирования с этим пластом. Такие альтернативные поршни 500 могут иметь открытый конец и содержать хрупкую прокладку 505, либо иметь закрытый конец и не содержать хрупкой прокладки (не показано). В последнем случае острый конический конец 510 поршня 500 будет разрушаться под действием давления, позволяя обеспечить гидродинамическую взаимосвязь с пластом.
Как показано на Фиг.9А-9Н предлагается следующий вариант способа установки системы заканчивания скважины, соответствующей настоящему изобретению. В этом варианте система заканчивания скважины является неотъемлемой частью обсадной колонны и цементируется в стволе скважины в виде постоянного оборудования. Цемент обеспечивает изоляцию зон, делая необязательным использование каких-либо механических устройств для изоляции зон (заколонные пакеры, саморасклинивающиеся эластомерные пакеры и т.п.). Сначала обсадную колонну, содержащую один или более зональных распределительных клапанов 25, опускают в ствол скважины на заданную глубину, при которой каждый клапан находится на уровне соответствующей заданной пластовой зоны 12 (Фиг.9А). Лифтовая колонна 600 опускается через осевой канал обсадной колонны до уровня дна этой колонны (Фиг.9В), при этом между обсадной колонной и рабочей лифтовой колонной 600 создается герметичное соединение (например, путем установки в посадочное отверстие). С поверхности к каждому клапану 25 с наружной стороны лифтовой колонны 600 прикладывается гидравлическое давление для приведения в действие группы поршней 500, установленных в каждом из отверстий 32, и выдвижения этих поршней наружу в радиальном направлении до их вхождения в контакт с заданным пластом 12 (Фиг.9С и 9D). В некоторых вариантах реализации настоящего изобретения отверстия 32, предназначенные для прохождения жидкости, могут быть заполнены консистентной смазкой, воском или какой-либо другой неподдающейся смешиванию жидкостью/веществом, чтобы повысить вероятность того, что проход остается открытым во время операции цементирования. В альтернативных вариантах реализации настоящего изобретения система заканчивания скважины, соответствующая настоящему изобретению, опускается вниз, когда группа из поршней 500 не установлена в отверстия 32. Кроме того, в некоторых вариантах реализации настоящего изобретения по периферии упомянутой группы отверстий установлен расширяющийся элемент 610, который может быть изготовлен из увеличивающегося в объеме материала (например, разбухающей эластомерной смеси, разбухающего каучука или разбухающего гидрогеля). Этот увеличивающийся в объеме материал может реагировать с водой, маслом и/или другой жидкостью, находящейся в стволе скважины, что вызывает его расширение наружу с образованием герметичного соединения с пластом 12 (Фиг.9Е). В некоторых вариантах реализации настоящего изобретения увеличивающийся в объеме материал можно растворять после завершения операции цементирования. В альтернативных вариантах для предотвращения поступления цемента в клапан 25 со стороны образующегося в стволе скважины кольцевого пространства можно использовать хрупкий материал, пористый цемент или другое средство. Такие средства можно использовать вместе с увеличивающимся в объеме материалом, что также помогает предотвратить попадание цемента в клапан, или упомянутые средства можно использовать в комбинации с другими средствами, либо отдельно. После того, как группа поршней 500 каждого клапана 25 выдвинута, с поверхности вниз под давлением подается цемент 620, который проходит до дна обсадной колонны через лифтовую колонну 600 и поднимается вверх в кольцевое пространство между обсадной колонной и стволом скважины (Фиг.9Г и 9G). В одном из вариантов реализации настоящего изобретения после завершения цементирования обсадной колонны, в обсадную колонну может под давлением подаваться жидкость для удаления цемента из группы отверстий 500 (Фиг.9Н). В качестве альтернативы в цемент через группу отверстий 500 может вводиться ингибитор для обеспечения промывания обрабатывающей жидкости группы отверстий и ее проникновения в пластовую зону 12. Кроме того, в некоторых вариантах реализации настоящего изобретения внешняя поверхность корпуса 30 клапана может быть покрыта скользким или препятствующим адгезии материалом, таким как Teflon®, Xylan®, Kynar®, политетрафторэтилен, эластомерный сополимер тетрафторэтилена и гексафторпропилена, поливинилиденфторид, пенополиуретан, статистический сополимер этилена и хлортрифторэтилена или другие материалы, используемые в качестве фторполимерных покрытий.
Как показано на Фиг.10А-10С, предлагается следующий вариант способа размещения системы заканчивания скважины, соответствующей настоящему изобретению. В этом варианте система заканчивания скважины является частью последовательности трубчатых элементов, которая содержит один или несколько уплотняющих механизмов, предназначенных для изоляции зон. В процессе работы систему заканчивания скважины опускают в отверстие до заданной глубины, после чего к уплотняющим механизмам подводят энергию. Герметизирующие механизмы могут быть установлены в рабочее состояние либо путем создания давления во всей обсадной колонне, либо путем продвижения отдельного наладочного инструмента через каждое устройство для изоляции зон. После изолирования каждой из эксплуатационных зон от следующей, в отверстие может опускаться обслуживающий инструмент для обработки каждой зоны.
Хотя выше подробно были описаны всего лишь несколько примерных вариантов реализации настоящего изобретения, специалисты в данной области техники с легкостью поймут, что применительно к данным примерным вариантам можно осуществить множество модификаций, которые, по существу, не нарушат новаторских принципов настоящего изобретения и не повлияют на его преимущества. Таким образом, предполагается, что все подобные модификации не выходят за пределы объема данного изобретения, который определен в пунктах приложенной Формулы изобретения. В приложенной Формуле изобретения предполагается, что положения "средство плюс функция" охватывают описанные здесь конструкции, как выполняющие указанную функцию, и при этом не только конструктивные эквиваленты, но также эквивалентные конструкции. Таким образом, хотя гвоздь и шуруп могут и не являться конструктивными эквивалентами, то есть для скрепления деревянных деталей вместе в гвозде используется цилиндрическая поверхность, в то время как в шурупе используется винтовая поверхность, при скреплении деревянных деталей гвоздь и шуруп могут представлять собой эквивалентные конструкции.
Claims (33)
1. Система для заканчивания скважины, имеющей множество зон, содержащая обсадную колонну, размещенную и закрепленную в стволе скважины посредством цемента, множество клапанов, соединенных с обсадной колонной и предназначенных для регулирования сообщения между этой колонной и зоной скважины, при этом клапаны содержат фильтр, способный перемещаться в фильтрующее положение, в котором фильтр совмещен с, по меньшей мере, одним отверстием клапана, и положение, в котором он не совмещен с указанным отверстием клапана.
2. Система по п.1, в которой каждый клапан содержит корпус, имеющий осевой канал и, по меньшей мере, одно отверстие, предназначенное для обеспечения сообщения между осевым каналом корпуса и зоной скважины, и скользящую гильзу, установленную в корпусе с возможностью перемещения между положением с открытым отверстием, в котором существует путь прохождения потока между осевым каналом корпуса и зоной скважины, и положением с закрытым отверстием, в котором путь прохождения потока прерван.
3. Система по п.2, в которой скользящая гильза содержит, по меньшей мере, одно отверстие, совмещенное с, по меньшей мере, одним отверстием корпуса при расположении гильзы в положении с открытым отверстием, и не совмещенное с, по меньшей мере, одним отверстием корпуса при расположении гильзы в положении с закрытым отверстием.
4. Система по п.2, которая дополнительно содержит шток, способный перемещать скользящую гильзу между положением с открытым отверстием и положением с закрытым отверстием.
5. Система по п.4, которая дополнительно содержит передатчик, соединенный с, по меньшей мере, одним клапаном и способный излучать предварительно определенный сигнал, и приемник, соединенный со штоком и способный обнаруживать предварительно определенный сигнал, излучаемый передатчиком, при этом шток способен перемещать скользящую гильзу клапана между положением с открытым отверстием и положением с закрытым отверстием при обнаружении предварительно определенного сигнала передатчика.
6. Система по п.5, в которой предварительно определенный сигнал выбран из группы, состоящей из радиосигнала, акустического сигнала, сигнала радиоактивного излучения и магнитного сигнала.
7. Система по п.2, которая дополнительно содержит контроллер, поршень, установленный в корпусе каждого клапана для соединения со скользящей гильзой, соленоид, соединенный с поршнем каждого клапана и способный перемещать гильзу между положением с открытым отверстием и положением с закрытым отверстием, и сеть линий управления, предназначенную для соединения контроллера с, по меньшей мере, одним клапаном.
8. Система по п.7, которая дополнительно содержит адресуемый переключатель, установленный в электрической цепи, образованной сетью линий управления между контроллером и каждым клапаном, при этом сеть линий управления содержит, по меньшей мере, одну гидравлическую линию управления и, по меньшей мере, одну электрическую линию управления.
9. Система по п.1, которая дополнительно содержит сбрасываемый шар, имеющий заранее определенный диаметр, и гнездо, соединенное с гильзой одного из клапанов и имеющее осевой канал с диаметром, меньшим диаметра шара, при этом шар способен входить в контакт с гнездом для перемещения скользящей гильзы между положением с открытым отверстием и положением с закрытым отверстием.
10. Система по п.2, которая дополнительно содержит опускаемый инструмент, состоящий из корпуса с прикрепленным к нему блокировочным механизмом, имеющим множество штырей, один конец которых закреплен на корпусе опускаемого инструмента, а другой конец имеет выступающий элемент, и блокировочный механизм, способный переключаться между первым положением, в котором множество штырей убрано, и вторым положением, в котором множество штырей выдвинуто наружу в радиальном направлении, и рабочую колонну, предназначенную для подвешивания опускаемого инструмента в стволе скважины, при этом гильза каждого клапана содержит ответную часть, способную принимать выступающие элементы множества штырей блокировочного механизма, когда этот механизм находится во втором положении.
11. Система по п.2, в которой каждое отверстие выполнено в выступающем элементе, размещенном на корпусе и выступающем наружу в радиальном направлении к стволу скважины.
12. Система по п.11, которая дополнительно содержит трубчатый поршень, установленный в каждом отверстии корпуса и способный выдвигаться из корпуса наружу в радиальном направлении для контакта со стволом скважины и установления сообщения между осевым каналом корпуса и зоной скважины.
13. Система по п.12, которая дополнительно содержит хрупкий элемент, установленный в трубчатом поршне и способный герметично отделять осевой канал корпуса от ствола скважины.
14. Система по п.12, в которой трубчатый поршень выполнен с острым концом, перемещаемым наружу в радиальном направлении для контакта с зоной скважины.
15. Система по п.1, которая дополнительно содержит расширяющийся элемент, образованный вокруг каждого отверстия корпуса и способный предотвращать поступление цемента в отверстие при его активации.
16. Система по п.15, в которой расширяющийся элемент выбран из группы, состоящей из разбухающего каучука, разбухающего гидрогеля и разбухающей эластомерной смеси.
17. Способ заканчивания скважины, имеющей множество зон, содержащий следующие этапы:
опускание обсадной колонны, содержащей множество выполненных в ней клапанов с расширяющимся элементом, сформированным вокруг каждого отверстия корпуса с поверхности вниз, в ствол скважины таким образом, что каждый клапан располагается на уровне зоны скважины;
цементирование обсадной колонны в стволе скважины;
открытие клапана для обеспечения сообщения ствола скважины с поверхностью;
активация расширяющегося элемента для предотвращения поступления цемента в указанные отверстия.
18. Способ по п.17, который дополнительно содержит этап подачи обрабатывающей жидкости в зону скважины через открытый клапан.
19. Способ по п.17, в котором открытие клапана осуществляют посредством перемещения под действием давления штока с поверхности в обсадную колонну для перемещения гильзы в клапане.
20. Способ по п.17, в котором открытие клапана осуществляют посредством сбрасывания с поверхности шара в обсадную колонну для его размещения в гнезде гильзы клапана и увеличения гидравлического давления над шаром для перемещения гильзы в клапане.
21. Способ по п.17, в котором открытие клапана осуществляют посредством подачи электрического сигнала на соленоид клапана по линии управления и обеспечения энергией поршня для перемещения скользящей гильзы в клапане.
22. Способ по п.17, который дополнительно содержит этап перемещения, по меньшей мере, одного трубчатого поршня наружу в радиальном направлении для обеспечения сообщения между зоной скважины и клапаном.
23. Система для заканчивания скважины, имеющей множество зон, содержащая обсадную колонну, размещенную и закрепленную в стволе скважины при помощи цемента, множество клапанов, соединенных с обсадной колонной и содержащих каждый сквозное отверстие, предназначенное для регулирования сообщения между обсадной колонной и одной из зон скважины, и скользящую гильзу, установленную в нем, предназначенную для регулировки сообщения через сквозное отверстие и имеющую осевой канал, имеющий ответную часть, исполнительный инструмент, содержащий конусный замок, способный избирательно входить в сцепление с ответной частью скользящей гильзы каждого клапана, и рабочую колонну, соединенную с исполнительным инструментом и способную перемещать этот инструмент в стволе скважины в осевом направлении.
24. Система по п.23, которая дополнительно содержит покрытие, нанесенное на корпус каждого клапана, способное уменьшать связь цемента с корпусом.
25. Система по п.23, которая дополнительно содержит множество выступов, выполненных на корпусе каждого клапана и выступающих наружу в радиальном направлении в сторону ствола скважины для уменьшения объема цемента, находящегося в кольцевом пространстве, образованном корпусом и стволом скважины, при этом между двумя соседними выступами расположена канавка, обеспечивающая прохождение цемента через кольцевое пространство при выполнении операции цементирования.
26. Система для заканчивания скважины, имеющей зону скважины, содержащая обсадную колонну, размещенную и закрепленную в стволе скважины посредством цемента и имеющую осевой канал, и клапан, соединенный с обсадной колонной, предназначенный для регулирования сообщения между этой колонной и зоной скважины и способный перемещаться между открытым положением, в котором существует путь прохождения потока между осевым каналом обсадной колонны и зоной скважины, и закрытым положением, в котором путь прохождения потока прерван, при этом клапан имеет выбранное фильтрующее положение для фильтрации текучей среды, поступающей из зоны скважины.
27. Система по п.26, которая дополнительно содержит шток, способный переключать клапан между открытым положением и закрытым положением.
28. Система по п.26, которая дополнительно содержит контроллер, поршень, соединенный с клапаном, соленоид, соединенный с поршнем клапана и способный перемещать поршень для переключения клапана между открытым положением и закрытым положением, и линию управления, соединяющую контроллер с клапаном.
29. Система по п.26, которая дополнительно содержит сбрасываемый шар, способный переключать клапан между открытым положением и закрытым положением.
30. Система по п.26, которая дополнительно содержит опускаемый инструмент, состоящий из корпуса с прикрепленным к нему блокировочным механизмом и способный переключать клапан между открытым положением и закрытым положением, и рабочую колонну, предназначенную для подвешивания опускаемого инструмента в стволе скважины.
31. Система по п.26, которая дополнительно содержит расширяющийся элемент, образованный вокруг клапана и способный предотвращать поступление цемента в клапан при открытом положении клапана.
32. Система для заканчивания скважины, имеющей множество зон, содержащая обсадную колонну, размещенную и закрепленную в стволе скважины посредством цемента, множество клапанов, соединенных с обсадной колонной и предназначенных для регулирования сообщения между этой колонной и зоной скважины, и расширяющийся элемент, образованный вокруг отверстия корпуса одного из клапанов и способный предотвращать поступление цемента в указанное отверстие при его активации.
33. Система по п.32, в которой расширяющийся элемент выбран из группы, состоящей из разбухающего каучука, разбухающего гидрогеля и разбухающей эластомерной смеси.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US10/905,073 US7387165B2 (en) | 2004-12-14 | 2004-12-14 | System for completing multiple well intervals |
US10/905,073 | 2004-12-14 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2005138841A RU2005138841A (ru) | 2007-06-20 |
RU2316643C2 true RU2316643C2 (ru) | 2008-02-10 |
Family
ID=36571346
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2005138841/03A RU2316643C2 (ru) | 2004-12-14 | 2005-12-13 | Система и способ заканчивания скважины, имеющей множество зон (варианты) |
Country Status (4)
Country | Link |
---|---|
US (4) | US7387165B2 (ru) |
CA (1) | CA2529962C (ru) |
DE (1) | DE102005060008A1 (ru) |
RU (1) | RU2316643C2 (ru) |
Cited By (28)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2451163C2 (ru) * | 2009-10-05 | 2012-05-20 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" (ОАО "АНК "Башнефть") | Установка для одновременно-раздельной закачки агента в два или три пласта |
US8505639B2 (en) | 2010-04-02 | 2013-08-13 | Weatherford/Lamb, Inc. | Indexing sleeve for single-trip, multi-stage fracing |
RU2495994C1 (ru) * | 2011-02-07 | 2013-10-20 | Везерфорд/Лэм, Инк. | Втулка пошагового перемещения для многоступенчатого гидроразрыва за одну спускоподъемную операцию |
RU2522825C1 (ru) * | 2010-06-21 | 2014-07-20 | Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. | Система и способ изоляции тока, подаваемого на электрическую нагрузку в скважине |
RU2531407C2 (ru) * | 2011-08-19 | 2014-10-20 | Везерфорд/Лэм, Инк. | Скважинное устройство, скважинная система и способ обработки ствола скважины |
RU2551599C2 (ru) * | 2009-12-03 | 2015-05-27 | Веллтек А/С | Устройство для регулирования притока в эксплуатационной обсадной трубе |
RU2556096C2 (ru) * | 2010-03-26 | 2015-07-10 | Петровелл Лимитед | Скважинное устройство приведения в действие |
RU2555989C1 (ru) * | 2014-05-12 | 2015-07-10 | Акционерное общество "Новомет-Пермь" | Муфта для многостадийного гидроразрыва пласта |
RU2562631C2 (ru) * | 2010-03-26 | 2015-09-10 | Петровелл Лимитед | Механический счетчик |
RU2570692C2 (ru) * | 2009-06-10 | 2015-12-10 | Бейкер Хьюз Инкорпорейтед | Седловое устройство и способ проведения скважинной операции |
RU2597231C1 (ru) * | 2012-12-21 | 2016-09-10 | Ресорс Комплишн Системз Инк. | Многоступенчатое изолирование скважины и гидравлический разрыв пласта |
RU2597301C2 (ru) * | 2011-06-22 | 2016-09-10 | Чайна Петролеум Энд Кемикл Корпорейшн | Узел муфты гидроразрыва, устройство на его основе и способ его использования |
RU2599748C2 (ru) * | 2012-07-10 | 2016-10-10 | Бэйкер Хьюз Инкорпорейтед | Забойная система клапанов с гильзовым затвором и способ ее применения |
RU2604367C2 (ru) * | 2012-07-31 | 2016-12-10 | Петровелл Лимитед | Скважинные устройства и способы |
RU2608649C2 (ru) * | 2012-01-19 | 2017-01-24 | Бэйкер Хьюз Инкорпорейтед | Счетное устройство для селективного захвата пробок |
RU2611083C2 (ru) * | 2013-12-04 | 2017-02-21 | Везерфорд/Лэм, Инк. | Разрывная муфта и положительная индикация открытия муфты для гидроразрыва |
RU2613690C2 (ru) * | 2012-12-13 | 2017-03-21 | Везерфорд Текнолоджи Холдингз, ЛЛК | Скользящая муфта, имеющая сужающееся, сдвоенно сегментированное шаровое седло |
RU2630022C2 (ru) * | 2012-03-08 | 2017-09-05 | ВЕЗЕРФОРД ТЕКНОЛОДЖИ ХОЛДИНГЗ, ЭлЭлСи | Способ выборочного разрыва пласта |
RU2655074C2 (ru) * | 2012-12-04 | 2018-05-23 | ВЕЗЕРФОРД ТЕКНОЛОДЖИ ХОЛДИНГЗ, ЭлЭлСи | Скважинное устройство и способ |
RU2668103C2 (ru) * | 2013-03-15 | 2018-09-26 | ВЕЗЕРФОРД ТЕКНОЛОДЖИ ХОЛДИНГЗ, ЭлЭлСи | Скважинное устройство и способ скважинных работ (варианты) |
RU2671373C2 (ru) * | 2009-04-17 | 2018-10-30 | Бэйкер Хьюз Инкорпорейтед | Система гидроразрыва пласта в необсаженном стволе скважины |
US10669830B2 (en) | 2015-09-04 | 2020-06-02 | National Oilwell Varco, L.P. | Apparatus, systems and methods for multi-stage stimulation |
RU2734968C2 (ru) * | 2016-05-06 | 2020-10-26 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Пробка для гидравлического разрыва |
RU2752638C1 (ru) * | 2019-01-24 | 2021-07-29 | Дзе Веллбосс Компани, Инк. | Скважинный клапанный инструмент |
RU2756805C1 (ru) * | 2017-12-04 | 2021-10-05 | Веллтек Ойлфилд Солюшнс АГ | Скважинное приточное устройство ограничения добычи |
US11661813B2 (en) | 2020-05-19 | 2023-05-30 | Schlumberger Technology Corporation | Isolation plugs for enhanced geothermal systems |
RU2805913C2 (ru) * | 2018-11-23 | 2023-10-24 | Торш Инк. | Устройство и способ для селективной закачки материалов в скважину |
US11851986B2 (en) | 2018-11-23 | 2023-12-26 | Torsch Inc. | Sleeve valve |
Families Citing this family (544)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US7048049B2 (en) | 2001-10-30 | 2006-05-23 | Cdx Gas, Llc | Slant entry well system and method |
US6280000B1 (en) | 1998-11-20 | 2001-08-28 | Joseph A. Zupanick | Method for production of gas from a coal seam using intersecting well bores |
US8297377B2 (en) * | 1998-11-20 | 2012-10-30 | Vitruvian Exploration, Llc | Method and system for accessing subterranean deposits from the surface and tools therefor |
US7025154B2 (en) | 1998-11-20 | 2006-04-11 | Cdx Gas, Llc | Method and system for circulating fluid in a well system |
US8376052B2 (en) * | 1998-11-20 | 2013-02-19 | Vitruvian Exploration, Llc | Method and system for surface production of gas from a subterranean zone |
US6907936B2 (en) | 2001-11-19 | 2005-06-21 | Packers Plus Energy Services Inc. | Method and apparatus for wellbore fluid treatment |
US7108067B2 (en) * | 2002-08-21 | 2006-09-19 | 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 |
GB0220445D0 (en) * | 2002-09-03 | 2002-10-09 | Lee Paul B | Dart-operated big bore by-pass tool |
US8333245B2 (en) | 2002-09-17 | 2012-12-18 | Vitruvian Exploration, Llc | Accelerated production of gas from a subterranean zone |
US9682425B2 (en) | 2009-12-08 | 2017-06-20 | Baker Hughes Incorporated | Coated metallic powder and method of making the same |
US9079246B2 (en) | 2009-12-08 | 2015-07-14 | Baker Hughes Incorporated | Method of making a nanomatrix powder metal compact |
US9101978B2 (en) | 2002-12-08 | 2015-08-11 | Baker Hughes Incorporated | Nanomatrix powder metal compact |
US8327931B2 (en) | 2009-12-08 | 2012-12-11 | Baker Hughes Incorporated | Multi-component disappearing tripping ball and method for making the same |
US9109429B2 (en) | 2002-12-08 | 2015-08-18 | Baker Hughes Incorporated | Engineered powder compact composite material |
US8403037B2 (en) | 2009-12-08 | 2013-03-26 | Baker Hughes Incorporated | Dissolvable tool and method |
US7252152B2 (en) * | 2003-06-18 | 2007-08-07 | Weatherford/Lamb, Inc. | Methods and apparatus for actuating a downhole tool |
GB2428264B (en) * | 2004-03-12 | 2008-07-30 | Schlumberger Holdings | Sealing system and method for use in a well |
GB0411749D0 (en) * | 2004-05-26 | 2004-06-30 | Specialised Petroleum Serv Ltd | Downhole tool |
US7409999B2 (en) * | 2004-07-30 | 2008-08-12 | Baker Hughes Incorporated | Downhole inflow control device with shut-off feature |
GB0425008D0 (en) * | 2004-11-12 | 2004-12-15 | Petrowell Ltd | Method and apparatus |
US7287596B2 (en) * | 2004-12-09 | 2007-10-30 | Frazier W Lynn | Method and apparatus for stimulating hydrocarbon wells |
US20090084553A1 (en) * | 2004-12-14 | 2009-04-02 | Schlumberger Technology Corporation | Sliding sleeve valve assembly with sand screen |
US7322417B2 (en) * | 2004-12-14 | 2008-01-29 | Schlumberger Technology Corporation | Technique and apparatus for completing multiple zones |
US7387165B2 (en) | 2004-12-14 | 2008-06-17 | Schlumberger Technology Corporation | System for completing multiple well intervals |
US7210535B2 (en) * | 2005-01-12 | 2007-05-01 | Bj Services Company | Isolation system comprising a plug and a circulation valve and method of use |
NO323342B1 (no) * | 2005-02-15 | 2007-04-02 | Well Intervention Solutions As | System og fremgangsmate for bronnintervensjon i sjobunnsinstallerte olje- og gassbronner |
US8011438B2 (en) * | 2005-02-23 | 2011-09-06 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole flow control with selective permeability |
US7926571B2 (en) * | 2005-03-15 | 2011-04-19 | Raymond A. Hofman | Cemented open hole selective fracing system |
US7267172B2 (en) | 2005-03-15 | 2007-09-11 | Peak Completion Technologies, Inc. | Cemented open hole selective fracing system |
GB2426016A (en) | 2005-05-10 | 2006-11-15 | Zeroth Technology Ltd | Downhole tool having drive generating means |
GB0513140D0 (en) | 2005-06-15 | 2005-08-03 | Lee Paul B | Novel method of controlling the operation of a downhole tool |
US7441604B2 (en) * | 2005-10-26 | 2008-10-28 | Baker Hughes Incorporated | Fracking multiple casing exit laterals |
WO2007050530A1 (en) * | 2005-10-26 | 2007-05-03 | Baker Hugues Incorporated | Fracking multiple casing exit laterals |
US7575062B2 (en) | 2006-06-09 | 2009-08-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and devices for treating multiple-interval well bores |
US7478676B2 (en) * | 2006-06-09 | 2009-01-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and devices for treating multiple-interval well bores |
US20070289473A1 (en) * | 2006-06-15 | 2007-12-20 | Bussear Terry R | Implosive actuation of downhole tools |
US7762172B2 (en) * | 2006-08-23 | 2010-07-27 | Schlumberger Technology Corporation | Wireless perforating gun |
US7963342B2 (en) * | 2006-08-31 | 2011-06-21 | Marathon Oil Company | Downhole isolation valve and methods for use |
WO2008033120A2 (en) * | 2006-09-12 | 2008-03-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for perforating and isolating perforations in a wellbore |
US7762323B2 (en) | 2006-09-25 | 2010-07-27 | W. Lynn Frazier | Composite cement retainer |
WO2008037730A1 (en) * | 2006-09-29 | 2008-04-03 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method and assembly for producing oil and/or gas through a well traversing stacked oil and/or gas bearing earth layers |
US7637317B1 (en) * | 2006-10-06 | 2009-12-29 | Alfred Lara Hernandez | Frac gate and well completion methods |
GB2444060B (en) * | 2006-11-21 | 2008-12-17 | Swelltec Ltd | Downhole apparatus and method |
US7757758B2 (en) * | 2006-11-28 | 2010-07-20 | Baker Hughes Incorporated | Expandable wellbore liner |
US8056628B2 (en) | 2006-12-04 | 2011-11-15 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for facilitating downhole operations |
US8205673B2 (en) * | 2006-12-18 | 2012-06-26 | Schlumberger Technology Corporation | Differential filters for removing water during oil production |
US7637320B2 (en) * | 2006-12-18 | 2009-12-29 | Schlumberger Technology Corporation | Differential filters for stopping water during oil production |
US8485265B2 (en) * | 2006-12-20 | 2013-07-16 | Schlumberger Technology Corporation | Smart actuation materials triggered by degradation in oilfield environments and methods of use |
US8245782B2 (en) * | 2007-01-07 | 2012-08-21 | Schlumberger Technology Corporation | Tool and method of performing rigless sand control in multiple zones |
DK2189622T3 (en) * | 2007-01-25 | 2019-02-04 | Welldynamics Inc | Casing valve system for selective borehole stimulation and control |
AU2013224664B2 (en) * | 2007-01-25 | 2016-09-29 | Welldynamics, Inc. | Casing valves system for selective well stimulation and control |
US7870907B2 (en) * | 2007-03-08 | 2011-01-18 | Weatherford/Lamb, Inc. | Debris protection for sliding sleeve |
CA2628802C (en) * | 2007-04-13 | 2012-04-03 | Ncs Oilfield Services Canada Inc. | Method and apparatus for hydraulic treatment of a wellbore |
US10262168B2 (en) | 2007-05-09 | 2019-04-16 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Antenna for use in a downhole tubular |
US7938191B2 (en) * | 2007-05-11 | 2011-05-10 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for controlling elastomer swelling in downhole applications |
US7921915B2 (en) * | 2007-06-05 | 2011-04-12 | Baker Hughes Incorporated | Removable injection or production flow equalization valve |
US7753115B2 (en) | 2007-08-03 | 2010-07-13 | Pine Tree Gas, Llc | Flow control system having an isolation device for preventing gas interference during downhole liquid removal operations |
US20090038796A1 (en) * | 2007-08-10 | 2009-02-12 | Baker Hughes Incorporated | Expandable leak path preventer in fluid activated downhole tools |
WO2009023611A2 (en) * | 2007-08-13 | 2009-02-19 | Baker Hughes Incorporated | Multi-position valve for fracturing and sand control and associated completion methods |
US7971646B2 (en) * | 2007-08-16 | 2011-07-05 | Baker Hughes Incorporated | Multi-position valve for fracturing and sand control and associated completion methods |
CA2639341C (en) * | 2007-09-07 | 2013-12-31 | W. Lynn Frazier | Downhole sliding sleeve combination tool |
JP5323393B2 (ja) * | 2007-09-12 | 2013-10-23 | 住友化学株式会社 | フラーレン誘導体 |
US20090071651A1 (en) * | 2007-09-17 | 2009-03-19 | Patel Dinesh R | system for completing water injector wells |
DK178464B1 (da) * | 2007-10-05 | 2016-04-04 | Mærsk Olie Og Gas As | Fremgangsmåde til at forsegle en del af annulus mellem et brøndrør og en brøndboring |
US7942206B2 (en) | 2007-10-12 | 2011-05-17 | Baker Hughes Incorporated | In-flow control device utilizing a water sensitive media |
US8312931B2 (en) | 2007-10-12 | 2012-11-20 | Baker Hughes Incorporated | Flow restriction device |
US8096351B2 (en) * | 2007-10-19 | 2012-01-17 | Baker Hughes Incorporated | Water sensing adaptable in-flow control device and method of use |
US7793714B2 (en) | 2007-10-19 | 2010-09-14 | Baker Hughes Incorporated | Device and system for well completion and control and method for completing and controlling a well |
GB0720420D0 (en) * | 2007-10-19 | 2007-11-28 | Petrowell Ltd | Method and apparatus |
US7775277B2 (en) | 2007-10-19 | 2010-08-17 | Baker Hughes Incorporated | Device and system for well completion and control and method for completing and controlling a well |
US7789139B2 (en) | 2007-10-19 | 2010-09-07 | Baker Hughes Incorporated | Device and system for well completion and control and method for completing and controlling a well |
US8069921B2 (en) | 2007-10-19 | 2011-12-06 | Baker Hughes Incorporated | Adjustable flow control devices for use in hydrocarbon production |
US8544548B2 (en) * | 2007-10-19 | 2013-10-01 | Baker Hughes Incorporated | Water dissolvable materials for activating inflow control devices that control flow of subsurface fluids |
US7918272B2 (en) | 2007-10-19 | 2011-04-05 | Baker Hughes Incorporated | Permeable medium flow control devices for use in hydrocarbon production |
GB0720421D0 (en) | 2007-10-19 | 2007-11-28 | Petrowell Ltd | Method and apparatus for completing a well |
US20090101329A1 (en) * | 2007-10-19 | 2009-04-23 | Baker Hughes Incorporated | Water Sensing Adaptable Inflow Control Device Using a Powered System |
US7891430B2 (en) * | 2007-10-19 | 2011-02-22 | Baker Hughes Incorporated | Water control device using electromagnetics |
US7913755B2 (en) | 2007-10-19 | 2011-03-29 | Baker Hughes Incorporated | Device and system for well completion and control and method for completing and controlling a well |
US7913765B2 (en) | 2007-10-19 | 2011-03-29 | Baker Hughes Incorporated | Water absorbing or dissolving materials used as an in-flow control device and method of use |
US20090101354A1 (en) * | 2007-10-19 | 2009-04-23 | Baker Hughes Incorporated | Water Sensing Devices and Methods Utilizing Same to Control Flow of Subsurface Fluids |
US7775271B2 (en) | 2007-10-19 | 2010-08-17 | Baker Hughes Incorporated | Device and system for well completion and control and method for completing and controlling a well |
US7784543B2 (en) | 2007-10-19 | 2010-08-31 | Baker Hughes Incorporated | Device and system for well completion and control and method for completing and controlling a well |
US20090101344A1 (en) * | 2007-10-22 | 2009-04-23 | Baker Hughes Incorporated | Water Dissolvable Released Material Used as Inflow Control Device |
US8066071B2 (en) * | 2007-11-01 | 2011-11-29 | Schlumberger Technology Corporation | Diverter valve |
US7918275B2 (en) | 2007-11-27 | 2011-04-05 | Baker Hughes Incorporated | Water sensitive adaptive inflow control using couette flow to actuate a valve |
EP2225435A4 (en) * | 2007-11-30 | 2010-12-22 | Welldynamics Inc | CREEPINE VALVE SYSTEM FOR SELECTIVE STIMULATION AND WELL CONTROL |
US7950461B2 (en) * | 2007-11-30 | 2011-05-31 | Welldynamics, Inc. | Screened valve system for selective well stimulation and control |
AU2008329140B2 (en) * | 2007-11-30 | 2015-11-12 | Schlumberger Technology B.V. | Downhole, single trip, multi-zone testing system and downhole testing method using such |
US8127847B2 (en) * | 2007-12-03 | 2012-03-06 | Baker Hughes Incorporated | Multi-position valves for fracturing and sand control and associated completion methods |
US20090146835A1 (en) * | 2007-12-05 | 2009-06-11 | Baker Hughes Incorporated | Wireless communication for downhole tools and method |
US7866392B2 (en) * | 2007-12-12 | 2011-01-11 | Halliburton Energy Services Inc. | Method and apparatus for sealing and cementing a wellbore |
US7708066B2 (en) * | 2007-12-21 | 2010-05-04 | Frazier W Lynn | Full bore valve for downhole use |
US7624810B2 (en) * | 2007-12-21 | 2009-12-01 | Schlumberger Technology Corporation | Ball dropping assembly and technique for use in a well |
US7712529B2 (en) * | 2008-01-08 | 2010-05-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand control screen assembly and method for use of same |
US7703520B2 (en) * | 2008-01-08 | 2010-04-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand control screen assembly and associated methods |
WO2009108413A1 (en) * | 2008-02-29 | 2009-09-03 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods for regulating flow in a wellbore |
GB0804306D0 (en) | 2008-03-07 | 2008-04-16 | Petrowell Ltd | Device |
AU2009223251B2 (en) * | 2008-03-13 | 2014-05-22 | Pine Tree Gas, Llc | Improved gas lift system |
US8839849B2 (en) | 2008-03-18 | 2014-09-23 | Baker Hughes Incorporated | Water sensitive variable counterweight device driven by osmosis |
US7806192B2 (en) * | 2008-03-25 | 2010-10-05 | Foster Anthony P | Method and system for anchoring and isolating a wellbore |
US20090242206A1 (en) * | 2008-03-27 | 2009-10-01 | Schlumberger Technology Corporation | Subsurface valve having an energy absorption device |
US7992637B2 (en) | 2008-04-02 | 2011-08-09 | Baker Hughes Incorporated | Reverse flow in-flow control device |
US8006772B2 (en) * | 2008-04-10 | 2011-08-30 | Baker Hughes Incorporated | Multi-cycle isolation valve and mechanical barrier |
GB2459457B (en) | 2008-04-22 | 2012-05-09 | Swelltec Ltd | Downhole apparatus and method |
US8757273B2 (en) | 2008-04-29 | 2014-06-24 | Packers Plus Energy Services Inc. | Downhole sub with hydraulically actuable sleeve valve |
US8931570B2 (en) | 2008-05-08 | 2015-01-13 | Baker Hughes Incorporated | Reactive in-flow control device for subterranean wellbores |
US8113292B2 (en) | 2008-05-13 | 2012-02-14 | Baker Hughes Incorporated | Strokable liner hanger and method |
US8555958B2 (en) | 2008-05-13 | 2013-10-15 | Baker Hughes Incorporated | Pipeless steam assisted gravity drainage system and method |
US7789152B2 (en) * | 2008-05-13 | 2010-09-07 | Baker Hughes Incorporated | Plug protection system and method |
US7762341B2 (en) * | 2008-05-13 | 2010-07-27 | Baker Hughes Incorporated | Flow control device utilizing a reactive media |
US8171999B2 (en) | 2008-05-13 | 2012-05-08 | Baker Huges Incorporated | Downhole flow control device and method |
US20090308588A1 (en) * | 2008-06-16 | 2009-12-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and Apparatus for Exposing a Servicing Apparatus to Multiple Formation Zones |
SE532531C2 (sv) * | 2008-06-27 | 2010-02-16 | Atlas Copco Rock Drills Ab | Förfarande och anordning för kärnborrning |
US20100000727A1 (en) * | 2008-07-01 | 2010-01-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and method for inflow control |
US8794323B2 (en) * | 2008-07-17 | 2014-08-05 | Bp Corporation North America Inc. | Completion assembly |
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 |
US7866383B2 (en) * | 2008-08-29 | 2011-01-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand control screen assembly and method for use of same |
US7841409B2 (en) | 2008-08-29 | 2010-11-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand control screen assembly and method for use of same |
US7814973B2 (en) * | 2008-08-29 | 2010-10-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand control screen assembly and method for use of same |
CA2641778A1 (en) * | 2008-10-14 | 2010-04-14 | Source Energy Tool Services Inc. | Method and apparatus for use in selectively fracing a well |
US8550103B2 (en) * | 2008-10-31 | 2013-10-08 | Schlumberger Technology Corporation | Utilizing swellable materials to control fluid flow |
US8944170B2 (en) * | 2008-11-18 | 2015-02-03 | Ziebel As | Real time downhole intervention during wellbore stimulation operations |
US7841417B2 (en) * | 2008-11-24 | 2010-11-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Use of swellable material in an annular seal element to prevent leakage in a subterranean well |
US8496055B2 (en) * | 2008-12-30 | 2013-07-30 | Schlumberger Technology Corporation | Efficient single trip gravel pack service tool |
US8727026B2 (en) * | 2008-12-31 | 2014-05-20 | Weatherford/Lamb, Inc. | Dual isolation mechanism of cementation port |
US8330617B2 (en) * | 2009-01-16 | 2012-12-11 | Schlumberger Technology Corporation | Wireless power and telemetry transmission between connections of well completions |
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 |
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 |
US8631872B2 (en) * | 2009-09-24 | 2014-01-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Complex fracturing using a straddle packer in a horizontal wellbore |
US7909108B2 (en) * | 2009-04-03 | 2011-03-22 | Halliburton Energy Services Inc. | System and method for servicing a wellbore |
US8109331B2 (en) * | 2009-04-14 | 2012-02-07 | Baker Hughes Incorporated | Slickline conveyed debris management system |
US8191623B2 (en) * | 2009-04-14 | 2012-06-05 | Baker Hughes Incorporated | Slickline conveyed shifting tool system |
US8136587B2 (en) * | 2009-04-14 | 2012-03-20 | Baker Hughes Incorporated | Slickline conveyed tubular scraper system |
US8151902B2 (en) * | 2009-04-17 | 2012-04-10 | Baker Hughes Incorporated | Slickline conveyed bottom hole assembly with tractor |
US9074453B2 (en) | 2009-04-17 | 2015-07-07 | Bennett M. Richard | Method and system for hydraulic fracturing |
EP2422043A2 (en) * | 2009-04-24 | 2012-02-29 | Completion Technology Ltd. | New and improved actuators and related methods |
CA2784569C (en) | 2009-04-27 | 2016-10-25 | Logan Completion Systems Inc. | Selective fracturing tool |
US8261761B2 (en) | 2009-05-07 | 2012-09-11 | Baker Hughes Incorporated | Selectively movable seat arrangement and method |
CA2761002C (en) * | 2009-05-07 | 2019-02-26 | Churchill Drilling Tools Limited | Downhole tool |
US8104538B2 (en) * | 2009-05-11 | 2012-01-31 | Baker Hughes Incorporated | Fracturing with telescoping members and sealing the annular space |
US20100294514A1 (en) * | 2009-05-22 | 2010-11-25 | Baker Hughes Incorporated | Selective plug and method |
US20100294515A1 (en) * | 2009-05-22 | 2010-11-25 | Baker Hughes Incorporated | Selective plug and method |
GB0909086D0 (en) | 2009-05-27 | 2009-07-01 | Read Well Services Ltd | An active external casing packer (ecp) for frac operations in oil and gas wells |
US8151881B2 (en) | 2009-06-02 | 2012-04-10 | Baker Hughes Incorporated | Permeability flow balancing within integral screen joints |
US8056627B2 (en) | 2009-06-02 | 2011-11-15 | Baker Hughes Incorporated | Permeability flow balancing within integral screen joints and method |
US8132624B2 (en) | 2009-06-02 | 2012-03-13 | Baker Hughes Incorporated | Permeability flow balancing within integral screen joints and method |
US8251146B2 (en) * | 2009-06-16 | 2012-08-28 | Baker Hughes Incorporated | Frac sleeve system and method |
CA2670218A1 (en) * | 2009-06-22 | 2010-12-22 | Trican Well Service Ltd. | Method for providing stimulation treatments using burst disks |
US8281865B2 (en) | 2009-07-02 | 2012-10-09 | Baker Hughes Incorporated | Tubular valve system and method |
US8893809B2 (en) * | 2009-07-02 | 2014-11-25 | Baker Hughes Incorporated | Flow control device with one or more retrievable elements and related methods |
US20110000547A1 (en) * | 2009-07-02 | 2011-01-06 | Baker Hughes Incorporated | Tubular valving system and method |
US8267180B2 (en) * | 2009-07-02 | 2012-09-18 | Baker Hughes Incorporated | Remotely controllable variable flow control configuration and method |
US20110000674A1 (en) * | 2009-07-02 | 2011-01-06 | Baker Hughes Incorporated | Remotely controllable manifold |
US20110005759A1 (en) * | 2009-07-10 | 2011-01-13 | Baker Hughes Incorporated | Fracturing system and method |
US8272445B2 (en) * | 2009-07-15 | 2012-09-25 | Baker Hughes Incorporated | Tubular valve system and method |
US8550166B2 (en) * | 2009-07-21 | 2013-10-08 | Baker Hughes Incorporated | Self-adjusting in-flow control device |
US8613321B2 (en) * | 2009-07-27 | 2013-12-24 | Baker Hughes Incorporated | Bottom hole assembly with ported completion and methods of fracturing therewith |
US8944167B2 (en) | 2009-07-27 | 2015-02-03 | Baker Hughes Incorporated | Multi-zone fracturing completion |
US8695716B2 (en) | 2009-07-27 | 2014-04-15 | Baker Hughes Incorporated | Multi-zone fracturing completion |
US8251154B2 (en) * | 2009-08-04 | 2012-08-28 | Baker Hughes Incorporated | Tubular system with selectively engagable sleeves and method |
US9085974B2 (en) * | 2009-08-07 | 2015-07-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Stimulating subterranean zones |
US8397823B2 (en) | 2009-08-10 | 2013-03-19 | Baker Hughes Incorporated | Tubular actuator, system and method |
US8291988B2 (en) | 2009-08-10 | 2012-10-23 | Baker Hughes Incorporated | Tubular actuator, system and method |
US8668016B2 (en) | 2009-08-11 | 2014-03-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for servicing a wellbore |
US8695710B2 (en) | 2011-02-10 | 2014-04-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for individually servicing a plurality of zones of a subterranean formation |
US8276675B2 (en) | 2009-08-11 | 2012-10-02 | Halliburton Energy Services Inc. | System and method for servicing a wellbore |
US8668012B2 (en) | 2011-02-10 | 2014-03-11 | 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 |
GB0914650D0 (en) | 2009-08-21 | 2009-09-30 | Petrowell Ltd | Apparatus and method |
US9016371B2 (en) * | 2009-09-04 | 2015-04-28 | Baker Hughes Incorporated | Flow rate dependent flow control device and methods for using same in a wellbore |
US8113290B2 (en) * | 2009-09-09 | 2012-02-14 | Schlumberger Technology Corporation | Dissolvable connector guard |
US8716665B2 (en) * | 2009-09-10 | 2014-05-06 | Avago Technologies General Ip (Singapore) Pte. Ltd. | Compact optical proximity sensor with ball grid array and windowed substrate |
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 |
US20110186304A1 (en) * | 2009-11-04 | 2011-08-04 | Tinker Donald W | T-Frac Zone Test Tool and System |
US8714272B2 (en) | 2009-11-06 | 2014-05-06 | Weatherford/Lamb, Inc. | Cluster opening sleeves for wellbore |
US8215411B2 (en) * | 2009-11-06 | 2012-07-10 | Weatherford/Lamb, Inc. | Cluster opening sleeves for wellbore treatment and method of use |
US8245788B2 (en) * | 2009-11-06 | 2012-08-21 | Weatherford/Lamb, Inc. | Cluster opening sleeves for wellbore treatment and method of use |
CA2689038C (en) * | 2009-11-10 | 2011-09-13 | Sanjel Corporation | Apparatus and method for creating pressure pulses in a wellbore |
US8272443B2 (en) | 2009-11-12 | 2012-09-25 | Halliburton Energy Services Inc. | Downhole progressive pressurization actuated tool and method of using the same |
US8151886B2 (en) * | 2009-11-13 | 2012-04-10 | Baker Hughes Incorporated | Open hole stimulation with jet tool |
US9243475B2 (en) | 2009-12-08 | 2016-01-26 | Baker Hughes Incorporated | Extruded powder metal compact |
US8528633B2 (en) | 2009-12-08 | 2013-09-10 | Baker Hughes Incorporated | Dissolvable tool and method |
US8573295B2 (en) | 2010-11-16 | 2013-11-05 | Baker Hughes Incorporated | Plug and method of unplugging a seat |
US9127515B2 (en) | 2010-10-27 | 2015-09-08 | Baker Hughes Incorporated | Nanomatrix carbon composite |
US10240419B2 (en) | 2009-12-08 | 2019-03-26 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Downhole flow inhibition tool and method of unplugging a seat |
US9227243B2 (en) | 2009-12-08 | 2016-01-05 | Baker Hughes Incorporated | Method of making a powder metal compact |
US8425651B2 (en) | 2010-07-30 | 2013-04-23 | Baker Hughes Incorporated | Nanomatrix metal composite |
US20110132613A1 (en) * | 2009-12-09 | 2011-06-09 | Baker Hughes Incorporated | Multiple Port Crossover Tool with Port Selection Feature |
US8443891B2 (en) * | 2009-12-18 | 2013-05-21 | Petro-Hunt, L.L.C. | Methods of fracturing a well using Venturi section |
US8469107B2 (en) | 2009-12-22 | 2013-06-25 | Baker Hughes Incorporated | Downhole-adjustable flow control device for controlling flow of a fluid into a wellbore |
US20110147015A1 (en) * | 2009-12-23 | 2011-06-23 | Mickey Clint E | Seal Bore for High Expansion Bridge Plugs |
US8616285B2 (en) * | 2009-12-28 | 2013-12-31 | Team Oil Tools Lp | Step ratchet fracture window system |
US8739881B2 (en) * | 2009-12-30 | 2014-06-03 | W. Lynn Frazier | Hydrostatic flapper stimulation valve and method |
US20110155392A1 (en) * | 2009-12-30 | 2011-06-30 | Frazier W Lynn | Hydrostatic Flapper Stimulation Valve and Method |
CA2785713C (en) | 2010-01-04 | 2018-02-27 | Packers Plus Energy Services Inc. | Wellbore treatment apparatus and method |
US8839871B2 (en) | 2010-01-15 | 2014-09-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well tools operable via thermal expansion resulting from reactive materials |
US8469109B2 (en) * | 2010-01-27 | 2013-06-25 | Schlumberger Technology Corporation | Deformable dart and method |
US20110187062A1 (en) * | 2010-01-29 | 2011-08-04 | Baker Hughes Incorporated | Collet system |
WO2011093902A1 (en) | 2010-02-01 | 2011-08-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for sealing an annulus of a wellbore |
US8479822B2 (en) * | 2010-02-08 | 2013-07-09 | Summit Downhole Dynamics, Ltd | Downhole tool with expandable seat |
US20110198096A1 (en) * | 2010-02-15 | 2011-08-18 | Tejas Research And Engineering, Lp | Unlimited Downhole Fracture Zone System |
US20110198099A1 (en) * | 2010-02-16 | 2011-08-18 | Zierolf Joseph A | Anchor apparatus and method |
DE102010002088A1 (de) * | 2010-02-18 | 2011-08-18 | Doka Industrie Gmbh | Betonabweisende Beschichtung |
CA3077883C (en) | 2010-02-18 | 2024-01-16 | Ncs Multistage Inc. | Downhole tool assembly with debris relief, and method for using same |
US8424610B2 (en) | 2010-03-05 | 2013-04-23 | Baker Hughes Incorporated | Flow control arrangement and method |
US20110220367A1 (en) * | 2010-03-10 | 2011-09-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Operational control of multiple valves in a well |
US9279311B2 (en) * | 2010-03-23 | 2016-03-08 | Baker Hughes Incorporation | System, assembly and method for port control |
US8403068B2 (en) | 2010-04-02 | 2013-03-26 | Weatherford/Lamb, Inc. | Indexing sleeve for single-trip, multi-stage fracing |
US9611727B2 (en) * | 2010-04-28 | 2017-04-04 | Gryphon Oilfield Solutions, Llc | Apparatus and method for fracturing a well |
US9739117B2 (en) | 2010-04-28 | 2017-08-22 | Gryphon Oilfield Solutions, Llc | Profile selective system for downhole tools |
CA2799940C (en) * | 2010-05-21 | 2015-06-30 | Schlumberger Canada Limited | Method and apparatus for deploying and using self-locating downhole devices |
US8297367B2 (en) | 2010-05-21 | 2012-10-30 | Schlumberger Technology Corporation | Mechanism for activating a plurality of downhole devices |
WO2011149597A1 (en) | 2010-05-26 | 2011-12-01 | Exxonmobil Upstream Research Company | Assembly and method for multi-zone fracture stimulation of a reservoir using autonomous tubular units |
US9540911B2 (en) | 2010-06-24 | 2017-01-10 | Schlumberger Technology Corporation | Control of multiple tubing string well systems |
US20120006562A1 (en) * | 2010-07-12 | 2012-01-12 | Tracy Speer | Method and apparatus for a well employing the use of an activation ball |
GB201012176D0 (en) | 2010-07-20 | 2010-09-01 | Metrol Tech Ltd | Well |
GB201012175D0 (en) * | 2010-07-20 | 2010-09-01 | Metrol Tech Ltd | Procedure and mechanisms |
US8776884B2 (en) | 2010-08-09 | 2014-07-15 | Baker Hughes Incorporated | Formation treatment system and method |
US9562409B2 (en) * | 2010-08-10 | 2017-02-07 | Baker Hughes Incorporated | Downhole fracture system and method |
MX2013002163A (es) | 2010-08-24 | 2014-06-11 | Stonecreek Technologies Inc | Aparato y metodo para fracturar un pozo. |
US8789600B2 (en) | 2010-08-24 | 2014-07-29 | Baker Hughes Incorporated | Fracing system and method |
US8857516B2 (en) | 2010-08-31 | 2014-10-14 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for completing multi-zone production wells using sliding sleeve valve assembly |
CA2713611C (en) | 2010-09-03 | 2011-12-06 | Ncs Oilfield Services Canada Inc. | Multi-function isolation tool and method of use |
US8893810B2 (en) | 2010-09-08 | 2014-11-25 | Weatherford/Lamb, Inc. | Arrangement of isolation sleeve and cluster sleeves having pressure chambers |
CA2751967A1 (en) * | 2010-09-10 | 2012-03-10 | Tejas Completion Solutions, Lp | Hydraulic sleeve with early release prevention |
US9228423B2 (en) * | 2010-09-21 | 2016-01-05 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for controlling flow in a wellbore |
AU2011305004A1 (en) * | 2010-09-22 | 2013-04-04 | Packers Plus Energy Services Inc. | Wellbore frac tool with inflow control |
CA2810423C (en) | 2010-09-22 | 2019-10-08 | Packers Plus Energy Services Inc. | Delayed opening wellbore tubular port closure |
US9797221B2 (en) | 2010-09-23 | 2017-10-24 | Packers Plus Energy Services Inc. | Apparatus and method for fluid treatment of a well |
US9206678B2 (en) | 2010-10-01 | 2015-12-08 | Schlumberger Technology Corporation | Zonal contact with cementing and fracture treatment in one trip |
BR112013009240A2 (pt) * | 2010-10-05 | 2016-07-26 | Packers Plus Energy Serv Inc | aparelho transportado por cabo para tratamento de fluido de furo de polo |
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 |
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 |
CA2813645C (en) * | 2010-10-06 | 2019-10-29 | Packers Plus Energy Services Inc. | Actuation dart for wellbore operations, wellbore treatment apparatus and method |
US9133689B2 (en) * | 2010-10-15 | 2015-09-15 | Schlumberger Technology Corporation | Sleeve valve |
CA2904548C (en) | 2010-10-18 | 2018-12-04 | Ncs Oilfield Services Canada Inc. | Tools and methods for use in completion of a wellbore |
US9090955B2 (en) | 2010-10-27 | 2015-07-28 | Baker Hughes Incorporated | Nanomatrix powder metal composite |
WO2012065259A1 (en) | 2010-11-19 | 2012-05-24 | Packers Plus Energy Services Inc. | Kobe sub, wellbore tubing string apparatus and method |
US8474533B2 (en) | 2010-12-07 | 2013-07-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Gas generator for pressurizing downhole samples |
US20120145382A1 (en) * | 2010-12-13 | 2012-06-14 | I-Tec As | System and Method for Operating Multiple Valves |
US8499826B2 (en) | 2010-12-13 | 2013-08-06 | Baker Hughes Incorporated | Intelligent pressure actuated release tool |
US8978765B2 (en) * | 2010-12-13 | 2015-03-17 | I-Tec As | System and method for operating multiple valves |
NO333111B1 (no) * | 2010-12-13 | 2013-03-04 | I Tec As | System og fremgangsmate for handtering av en gruppe ventiler |
US8910716B2 (en) * | 2010-12-16 | 2014-12-16 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and method for controlling fluid flow from a formation |
EP2466065B1 (en) | 2010-12-17 | 2013-05-15 | Welltec A/S | Well completion |
SG10201510416WA (en) | 2010-12-17 | 2016-01-28 | Exxonmobil Upstream Res Co | Method for automatic control and positioning of autonomous downhole tools |
EP2466058A1 (en) * | 2010-12-17 | 2012-06-20 | Welltec A/S | An inflow assembly |
CN103534436B (zh) | 2010-12-17 | 2018-01-19 | 埃克森美孚上游研究公司 | 自主式井下输送系统 |
US8955603B2 (en) | 2010-12-27 | 2015-02-17 | Baker Hughes Incorporated | System and method for positioning a bottom hole assembly in a horizontal well |
US8839873B2 (en) | 2010-12-29 | 2014-09-23 | Baker Hughes Incorporated | Isolation of zones for fracturing using removable plugs |
US9382790B2 (en) * | 2010-12-29 | 2016-07-05 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for completing a multi-stage well |
US8555988B2 (en) * | 2011-01-06 | 2013-10-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Low equivalent circulation density setting tool |
US8662162B2 (en) | 2011-02-03 | 2014-03-04 | Baker Hughes Incorporated | Segmented collapsible ball seat allowing ball recovery |
US8893794B2 (en) | 2011-02-16 | 2014-11-25 | Schlumberger Technology Corporation | Integrated zonal contact and intelligent completion system |
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 |
US9611719B2 (en) | 2011-05-02 | 2017-04-04 | Peak Completion Technologies, Inc. | Downhole tool |
US9441440B2 (en) | 2011-05-02 | 2016-09-13 | Peak Completion Technologies, Inc. | Downhole tools, system and method of using |
US9567832B2 (en) | 2011-05-02 | 2017-02-14 | Peak Completion Technologies Inc. | Downhole tools, system and method of using |
CA2834210C (en) | 2011-05-03 | 2019-09-03 | Packers Plus Energy Services Inc. | Sliding sleeve valve and method for fluid treating a subterranean formation |
WO2012161854A2 (en) | 2011-05-23 | 2012-11-29 | Exxonmobil Upstream Research Company | Safety system for autonomous downhole tool |
GB2491140B (en) * | 2011-05-24 | 2016-12-21 | Caledyne Ltd | Improved flow control system |
US8960288B2 (en) * | 2011-05-26 | 2015-02-24 | Baker Hughes Incorporated | Select fire stackable gun system |
US8955606B2 (en) | 2011-06-03 | 2015-02-17 | Baker Hughes Incorporated | Sealing devices for sealing inner wall surfaces of a wellbore and methods of installing same in a wellbore |
US8893811B2 (en) | 2011-06-08 | 2014-11-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Responsively activated wellbore stimulation assemblies and methods of using the same |
US8905149B2 (en) | 2011-06-08 | 2014-12-09 | Baker Hughes Incorporated | Expandable seal with conforming ribs |
US9139928B2 (en) | 2011-06-17 | 2015-09-22 | Baker Hughes Incorporated | Corrodible downhole article and method of removing the article from downhole environment |
US8783351B2 (en) | 2011-06-21 | 2014-07-22 | Fike Corporation | Method and apparatus for cementing a wellbore |
EP2538018A1 (en) * | 2011-06-23 | 2012-12-26 | Welltec A/S | An annular barrier with external seal |
US20130000924A1 (en) * | 2011-06-29 | 2013-01-03 | Enventure Global Technology, L.L.C. | Expandable liner system |
US8944171B2 (en) | 2011-06-29 | 2015-02-03 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for completing a multi-stage well |
US8757274B2 (en) | 2011-07-01 | 2014-06-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well tool actuator and isolation valve for use in drilling operations |
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 |
US9643250B2 (en) | 2011-07-29 | 2017-05-09 | Baker Hughes Incorporated | Method of controlling the corrosion rate of alloy particles, alloy particle with controlled corrosion rate, and articles comprising the particle |
US9833838B2 (en) | 2011-07-29 | 2017-12-05 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method of controlling the corrosion rate of alloy particles, alloy particle with controlled corrosion rate, and articles comprising the particle |
US9057242B2 (en) | 2011-08-05 | 2015-06-16 | Baker Hughes Incorporated | Method of controlling corrosion rate in downhole article, and downhole article having controlled corrosion rate |
US9033055B2 (en) | 2011-08-17 | 2015-05-19 | Baker Hughes Incorporated | Selectively degradable passage restriction and method |
US9523261B2 (en) * | 2011-08-19 | 2016-12-20 | Weatherford Technology Holdings, Llc | High flow rate multi array stimulation system |
US8899334B2 (en) | 2011-08-23 | 2014-12-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for servicing a wellbore |
US20130048290A1 (en) * | 2011-08-29 | 2013-02-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Injection of fluid into selected ones of multiple zones with well tools selectively responsive to magnetic patterns |
CA2781721C (en) * | 2011-08-29 | 2014-02-25 | Baker Hughes Incorporated | Multi-zone fracturing completion |
CN103688013A (zh) * | 2011-08-29 | 2014-03-26 | 哈里伯顿能源服务公司 | 具有对局部井状态动态响应的向下钻进流体流动控制系统和方法 |
US8701777B2 (en) * | 2011-08-29 | 2014-04-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole fluid flow control system and method having dynamic response to local well conditions |
US9151138B2 (en) * | 2011-08-29 | 2015-10-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Injection of fluid into selected ones of multiple zones with well tools selectively responsive to magnetic patterns |
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 |
US9109269B2 (en) | 2011-08-30 | 2015-08-18 | Baker Hughes Incorporated | Magnesium alloy powder metal compact |
US8267178B1 (en) * | 2011-09-01 | 2012-09-18 | Team Oil Tools, Lp | Valve for hydraulic fracturing through cement outside casing |
US9643144B2 (en) | 2011-09-02 | 2017-05-09 | Baker Hughes Incorporated | Method to generate and disperse nanostructures in a composite material |
US9133695B2 (en) | 2011-09-03 | 2015-09-15 | Baker Hughes Incorporated | Degradable shaped charge and perforating gun system |
US9187990B2 (en) | 2011-09-03 | 2015-11-17 | Baker Hughes Incorporated | Method of using a degradable shaped charge and perforating gun system |
US9347119B2 (en) | 2011-09-03 | 2016-05-24 | Baker Hughes Incorporated | Degradable high shock impedance material |
US9033041B2 (en) * | 2011-09-13 | 2015-05-19 | Schlumberger Technology Corporation | Completing a multi-stage well |
NO333258B1 (no) * | 2011-09-13 | 2013-04-22 | Geir Habesland | Verktoy og fremgangsmate for sentrering av fôringsror |
US9752407B2 (en) | 2011-09-13 | 2017-09-05 | Schlumberger Technology Corporation | Expandable downhole seat assembly |
US10364629B2 (en) | 2011-09-13 | 2019-07-30 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole component having dissolvable components |
WO2013048643A1 (en) * | 2011-09-27 | 2013-04-04 | Baker Hughes Incorporated | Method and system for hydraulic fracturing |
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 |
CA2755848C (en) * | 2011-10-19 | 2016-08-16 | Ten K Energy Service Ltd. | Insert assembly for downhole perforating apparatus |
US8763507B2 (en) | 2011-10-21 | 2014-07-01 | Baker Hughes Incorporated | Flow isolation sub for tubing operated differential pressure firing head |
US9228427B2 (en) * | 2011-10-27 | 2016-01-05 | Saudi Arabian Oil Company | Completion method to allow dual reservoir saturation and pressure monitoring |
US9394752B2 (en) * | 2011-11-08 | 2016-07-19 | Schlumberger Technology Corporation | Completion method for stimulation of multiple intervals |
US9238953B2 (en) | 2011-11-08 | 2016-01-19 | Schlumberger Technology Corporation | Completion method for stimulation of multiple intervals |
US9133671B2 (en) | 2011-11-14 | 2015-09-15 | Baker Hughes Incorporated | Wireline supported bi-directional shifting tool with pumpdown feature |
US9284812B2 (en) | 2011-11-21 | 2016-03-15 | Baker Hughes Incorporated | System for increasing swelling efficiency |
GB2496913B (en) | 2011-11-28 | 2018-02-21 | Weatherford Uk Ltd | Torque limiting device |
WO2013089898A2 (en) * | 2011-12-13 | 2013-06-20 | Exxonmobil Upstream Research Company | Completing a well in a reservoir |
US8739879B2 (en) * | 2011-12-21 | 2014-06-03 | Baker Hughes Incorporated | Hydrostatically powered fracturing sliding sleeve |
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 |
US8573311B2 (en) * | 2012-01-20 | 2013-11-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Pressure pulse-initiated flow restrictor bypass system |
US9428989B2 (en) | 2012-01-20 | 2016-08-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Subterranean well interventionless flow restrictor bypass system |
WO2013109285A1 (en) * | 2012-01-20 | 2013-07-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Pressure pulse-initiated flow restrictor bypass system |
US9376909B2 (en) * | 2012-01-24 | 2016-06-28 | Baker Hughes Incorporated | Indicator and method of verifying a tool has reached a portion of a tubular |
US9010416B2 (en) | 2012-01-25 | 2015-04-21 | Baker Hughes Incorporated | Tubular anchoring system and a seat for use in the same |
US9068428B2 (en) | 2012-02-13 | 2015-06-30 | Baker Hughes Incorporated | Selectively corrodible downhole article and method of use |
PL2815069T3 (pl) * | 2012-02-13 | 2023-07-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sposób oraz urządzenie do zdalnego sterowania narzędziami do odwiertów za pomocą nieprzywiązanych urządzeń przenośnych |
US8708056B2 (en) * | 2012-03-07 | 2014-04-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | External casing packer and method of performing cementing job |
US9341047B2 (en) * | 2012-03-12 | 2016-05-17 | Baker Hughes Incorporated | Actuation lockout system |
CA2810045A1 (en) * | 2012-03-21 | 2013-09-21 | Oiltool Engineering Services, Inc. | Multizone frac system |
CA2798343C (en) | 2012-03-23 | 2017-02-28 | Ncs Oilfield Services Canada Inc. | Downhole isolation and depressurization tool |
GB201205985D0 (en) * | 2012-04-03 | 2012-05-16 | Petrowell Ltd | Frac packing tools |
US9506324B2 (en) | 2012-04-05 | 2016-11-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well tools selectively responsive to magnetic patterns |
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 |
US9359854B2 (en) | 2012-05-11 | 2016-06-07 | Resource Completion Systems Inc. | Wellbore tools and methods |
RU2498053C1 (ru) * | 2012-05-11 | 2013-11-10 | Олег Марсович Гарипов | Способ одновременно-раздельной добычи углеводородов гарипова и установка для его реализации |
US8839874B2 (en) | 2012-05-15 | 2014-09-23 | Baker Hughes Incorporated | Packing element backup system |
WO2013170372A1 (en) * | 2012-05-18 | 2013-11-21 | Packers Plus Energy Services Inc. | Apparatus and method for downhole activation |
EP2831369A4 (en) * | 2012-05-30 | 2016-03-09 | Halliburton Energy Services Inc | AUTOMATIC FILLING OF A PIPING STRIP IN A UNDERGROUND BORING |
US9341046B2 (en) | 2012-06-04 | 2016-05-17 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus configuration downhole |
US9359862B2 (en) | 2012-06-04 | 2016-06-07 | Schlumberger Technology Corporation | Wellbore isolation while placing valves on production |
US9260956B2 (en) | 2012-06-04 | 2016-02-16 | Schlumberger Technology Corporation | Continuous multi-stage well stimulation system |
CA2872794C (en) | 2012-06-06 | 2018-11-06 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods for secondary sealing of a perforation within a wellbore casing |
US9650851B2 (en) | 2012-06-18 | 2017-05-16 | Schlumberger Technology Corporation | Autonomous untethered well object |
US9181799B1 (en) * | 2012-06-21 | 2015-11-10 | The United States of America, as represented by the Secretary of the Department of the Interior | Fluid sampling system |
US9784070B2 (en) * | 2012-06-29 | 2017-10-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for servicing a wellbore |
WO2014018051A1 (en) * | 2012-07-27 | 2014-01-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Actuation assembly for downhole devices in a wellbore |
US9410399B2 (en) | 2012-07-31 | 2016-08-09 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Multi-zone cemented fracturing system |
CN103573240B (zh) * | 2012-08-02 | 2016-05-11 | 中国石油天然气股份有限公司 | 液压式压裂滑套开关工具 |
US8807215B2 (en) * | 2012-08-03 | 2014-08-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for remote zonal stimulation with fluid loss device |
AU2012388783A1 (en) | 2012-08-28 | 2015-02-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Magnetic key for operating a multi-position downhole tool |
US20140060837A1 (en) * | 2012-09-06 | 2014-03-06 | Texian Resources | Method and apparatus for treating a well |
US9163494B2 (en) | 2012-09-06 | 2015-10-20 | Texian Resources | Method and apparatus for treating a well |
EP2708694A1 (en) * | 2012-09-14 | 2014-03-19 | Welltec A/S | Drop device |
CA2887636C (en) * | 2012-10-15 | 2020-12-22 | John A. Booker | Remote downhole actuation device |
US9169705B2 (en) | 2012-10-25 | 2015-10-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Pressure relief-assisted packer |
US20140116713A1 (en) * | 2012-10-26 | 2014-05-01 | Weatherford/Lamb, Inc. | RFID Actuated Gravel Pack Valves |
EP2728108A1 (en) * | 2012-10-31 | 2014-05-07 | Welltec A/S | A downhole stimulation system and a drop device |
US9322239B2 (en) | 2012-11-13 | 2016-04-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Drag enhancing structures for downhole operations, and systems and methods including the same |
US20140151043A1 (en) | 2012-12-03 | 2014-06-05 | Schlumberger Technology Corporation | Stabilized fluids in well treatment |
US9759062B2 (en) | 2012-12-19 | 2017-09-12 | Exxonmobil Upstream Research Company | Telemetry system for wireless electro-acoustical transmission of data along a wellbore |
US9243490B2 (en) | 2012-12-19 | 2016-01-26 | Baker Hughes Incorporated | Electronically set and retrievable isolation devices for wellbores and methods thereof |
WO2014100276A1 (en) | 2012-12-19 | 2014-06-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Electro-acoustic transmission of data along a wellbore |
US20150300159A1 (en) * | 2012-12-19 | 2015-10-22 | David A. Stiles | Apparatus and Method for Evaluating Cement Integrity in a Wellbore Using Acoustic Telemetry |
US10100635B2 (en) | 2012-12-19 | 2018-10-16 | Exxonmobil Upstream Research Company | Wired and wireless downhole telemetry using a logging tool |
US9557434B2 (en) | 2012-12-19 | 2017-01-31 | Exxonmobil Upstream Research Company | Apparatus and method for detecting fracture geometry using acoustic telemetry |
US10480308B2 (en) | 2012-12-19 | 2019-11-19 | Exxonmobil Upstream Research Company | Apparatus and method for monitoring fluid flow in a wellbore using acoustic signals |
US20140202713A1 (en) * | 2013-01-18 | 2014-07-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well Intervention Pressure Control Valve |
CA2896482A1 (en) * | 2013-01-29 | 2014-08-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Magnetic valve assembly |
CA2811834A1 (en) | 2013-01-30 | 2014-07-30 | Resource Well Completion Technologies Inc. | Wellbore treatment tool and method |
US9212547B2 (en) | 2013-01-31 | 2015-12-15 | Baker Hughes Incorporated | Monitoring device for plug assembly |
US9988867B2 (en) | 2013-02-01 | 2018-06-05 | Schlumberger Technology Corporation | Deploying an expandable downhole seat assembly |
US20140218207A1 (en) * | 2013-02-04 | 2014-08-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for remotely controlling downhole tools using untethered mobile devices |
US9587486B2 (en) | 2013-02-28 | 2017-03-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for magnetic pulse signature actuation |
US9051810B1 (en) | 2013-03-12 | 2015-06-09 | EirCan Downhole Technologies, LLC | Frac valve with ported sleeve |
US8757265B1 (en) | 2013-03-12 | 2014-06-24 | EirCan Downhole Technologies, LLC | Frac valve |
US9587487B2 (en) | 2013-03-12 | 2017-03-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing tools, systems and methods utilizing near-field communication |
US9410411B2 (en) * | 2013-03-13 | 2016-08-09 | Baker Hughes Incorporated | Method for inducing and further propagating formation fractures |
US9284817B2 (en) | 2013-03-14 | 2016-03-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Dual magnetic sensor actuation assembly |
US9464501B2 (en) * | 2013-03-27 | 2016-10-11 | Trican Completion Solutions As | Zonal isolation utilizing cup packers |
US20140305658A1 (en) * | 2013-04-11 | 2014-10-16 | Jeffrey D. Spitzenberger | Apparatus and Method for Mounting Flow-Control Devices to Tubular Members |
US10066459B2 (en) * | 2013-05-08 | 2018-09-04 | Nov Completion Tools As | Fracturing using re-openable sliding sleeves |
US10316645B2 (en) | 2013-05-16 | 2019-06-11 | Schlumberger Technology Corporation | Autonomous untethered well object |
US9752414B2 (en) | 2013-05-31 | 2017-09-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing tools, systems and methods utilizing downhole wireless switches |
US20150075770A1 (en) | 2013-05-31 | 2015-03-19 | Michael Linley Fripp | Wireless activation of wellbore tools |
US20140367122A1 (en) * | 2013-06-14 | 2014-12-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Flowable devices and methods of self-orienting the devices in a wellbore |
US9476282B2 (en) | 2013-06-24 | 2016-10-25 | Team Oil Tools, Lp | Method and apparatus for smooth bore toe valve |
US10132137B2 (en) | 2013-06-26 | 2018-11-20 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Bidirectional downhole isolation valve |
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 |
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 |
US9512695B2 (en) | 2013-06-28 | 2016-12-06 | Schlumberger Technology Corporation | Multi-stage well system and technique |
US9441467B2 (en) | 2013-06-28 | 2016-09-13 | Team Oil Tools, Lp | Indexing well bore tool and method for using indexed well bore tools |
US9512689B2 (en) | 2013-07-02 | 2016-12-06 | W. Lynn Frazier | Combination plug and setting tool with centralizers |
US9482072B2 (en) | 2013-07-23 | 2016-11-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Selective electrical activation of downhole tools |
US9605519B2 (en) | 2013-07-24 | 2017-03-28 | Baker Hughes Incorporated | Non-ballistic tubular perforating system and method |
WO2015016858A1 (en) | 2013-07-31 | 2015-02-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Selective magnetic positioning tool |
WO2015016859A1 (en) * | 2013-07-31 | 2015-02-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Selective magnetic positioning tool |
WO2015026367A1 (en) * | 2013-08-23 | 2015-02-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | High-strength, low specific gravity, fracturing balls |
US9587477B2 (en) * | 2013-09-03 | 2017-03-07 | Schlumberger Technology Corporation | Well treatment with untethered and/or autonomous device |
US9631468B2 (en) | 2013-09-03 | 2017-04-25 | Schlumberger Technology Corporation | Well treatment |
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 |
US20150075791A1 (en) * | 2013-09-16 | 2015-03-19 | Target Completions, LLC | Mandrel-less Launch Toe Initiation Sleeve (TIS) |
US10487625B2 (en) | 2013-09-18 | 2019-11-26 | Schlumberger Technology Corporation | Segmented ring assembly |
WO2015039248A1 (en) | 2013-09-18 | 2015-03-26 | Packers Plus Energy Services Inc. | Hydraulically actuated tool with pressure isolator |
US9734512B2 (en) | 2013-09-26 | 2017-08-15 | Ali Alhimiri | Rating system, process and algorithmic based medium for treatment of medical conditions in cost effective fashion utilizing best treatment protocols and financial assessment tools for determining a maximum cutoff point for assessing healthcare return on investment and to provide for improved clinical/functional outcomes |
US9734478B2 (en) | 2013-09-26 | 2017-08-15 | Ali Alhimiri | Rating system, process and predictive algorithmic based medium for treatment of medical conditions in cost effective fashion and utilizing management pathways for customizing or modifying of a base algorithm by an accountable care organization or other payor in order to establish best treatment protocols and financial assessment tools for incentivizing care providers and for achieving improved clinical/functional outcomes |
US9410398B2 (en) | 2013-09-27 | 2016-08-09 | Baker Hughes Incorporated | Downhole system having compressable and expandable member to cover port and method of displacing cement using member |
US9441455B2 (en) * | 2013-09-27 | 2016-09-13 | Baker Hughes Incorporated | Cement masking system and method thereof |
US9644452B2 (en) | 2013-10-10 | 2017-05-09 | Schlumberger Technology Corporation | Segmented seat assembly |
US10344568B2 (en) | 2013-10-22 | 2019-07-09 | Halliburton Energy Services Inc. | Degradable devices for use in subterranean wells |
US9546538B2 (en) * | 2013-10-25 | 2017-01-17 | Baker Hughes Incorporated | Multi-stage fracturing with smart frack sleeves while leaving a full flow bore |
US9404340B2 (en) | 2013-11-07 | 2016-08-02 | Baker Hughes Incorporated | Frac sleeve system and method for non-sequential downhole operations |
US9714559B2 (en) | 2013-11-11 | 2017-07-25 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Method and apparatus for hydraulic fracturing |
US10132149B2 (en) | 2013-11-26 | 2018-11-20 | Exxonmobil Upstream Research Company | Remotely actuated screenout relief valves and systems and methods including the same |
US9885225B2 (en) | 2013-11-27 | 2018-02-06 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Method and apparatus for treating a wellbore |
US9587444B2 (en) | 2013-12-20 | 2017-03-07 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Dampener lubricator for plunger lift system |
US9759040B2 (en) | 2013-12-20 | 2017-09-12 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Autonomous selective shifting tool |
US10221656B2 (en) * | 2013-12-31 | 2019-03-05 | Sagerider, Incorporated | Method and apparatus for stimulating multiple intervals |
CA2842568A1 (en) * | 2014-02-10 | 2014-05-29 | William Jani | Apparatus and method for perforating a wellbore casing, and method and apparatus for fracturing a formation |
US11167343B2 (en) | 2014-02-21 | 2021-11-09 | Terves, Llc | Galvanically-active in situ formed particles for controlled rate dissolving tools |
US10865465B2 (en) | 2017-07-27 | 2020-12-15 | Terves, Llc | Degradable metal matrix composite |
US10150713B2 (en) | 2014-02-21 | 2018-12-11 | Terves, Inc. | Fluid activated disintegrating metal system |
US9428991B1 (en) | 2014-03-16 | 2016-08-30 | Elie Robert Abi Aad | Multi-frac tool |
AU2014388376B2 (en) | 2014-03-24 | 2017-11-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well tools having magnetic shielding for magnetic sensor |
MX2016012264A (es) | 2014-03-26 | 2017-04-27 | Superior Energy Services Llc | Métodos de localización y estimulación y aparatos que utilizan herramientas de fondo de pozo. |
AU2014391093B2 (en) * | 2014-04-16 | 2017-09-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multi-zone actuation system using wellbore darts |
US9909390B2 (en) | 2014-05-29 | 2018-03-06 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Stage tool with lower tubing isolation |
US9574439B2 (en) * | 2014-06-04 | 2017-02-21 | Baker Hughes Incorporated | Downhole vibratory communication system and method |
US10242312B2 (en) | 2014-06-06 | 2019-03-26 | Quantico Energy Solutions, Llc. | Synthetic logging for reservoir stimulation |
US20150361747A1 (en) * | 2014-06-13 | 2015-12-17 | Schlumberger Technology Corporation | Multistage well system and technique |
US9896928B2 (en) | 2014-06-25 | 2018-02-20 | Advanced Oilfield Innovations (AOI), Inc. | Piping assembly control system with addressed datagrams |
AU2014402328B2 (en) * | 2014-08-01 | 2017-12-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multi-zone actuation system using wellbore darts |
US10408018B2 (en) | 2014-08-07 | 2019-09-10 | Packers Plus Energy Services Inc. | Actuation dart for wellbore operations, wellbore treatment apparatus and method |
EP2982828A1 (en) * | 2014-08-08 | 2016-02-10 | Welltec A/S | Downhole valve system |
CA2859813C (en) | 2014-08-19 | 2019-09-10 | Ncs Oilfield Services Canada, Inc. | Apparatus, system and method for treating a reservoir using re-closeable sleeves |
EP3191683A1 (en) * | 2014-09-12 | 2017-07-19 | Exxonmobil Upstream Research Company | Discrete wellbore devices, hydrocarbon wells including a downhole communication network and the discrete wellbore devices and systems and methods including the same |
US10087714B2 (en) * | 2014-09-16 | 2018-10-02 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Tubular assembly including a sliding sleeve having a degradable locking element |
WO2016057011A1 (en) * | 2014-10-06 | 2016-04-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Self-propelled device for use in a subterranean well |
NO341735B1 (no) * | 2014-10-08 | 2018-01-15 | Perigon As | En fremgangsmåte og et system for sentralisering av et fôringsrør i en brønn |
US9951596B2 (en) | 2014-10-16 | 2018-04-24 | Exxonmobil Uptream Research Company | Sliding sleeve for stimulating a horizontal wellbore, and method for completing a wellbore |
US10301910B2 (en) | 2014-10-21 | 2019-05-28 | Schlumberger Technology Corporation | Autonomous untethered well object having an axial through-hole |
CA2911551C (en) | 2014-11-07 | 2020-03-24 | Dick S. GONZALEZ | Indexing stimulating sleeve and other downhole tools |
US10808523B2 (en) | 2014-11-25 | 2020-10-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wireless activation of wellbore tools |
EP3237724B1 (en) * | 2014-12-23 | 2021-02-03 | NCS Multistage Inc. | Downhole flow control apparatus with screen |
US9863222B2 (en) | 2015-01-19 | 2018-01-09 | Exxonmobil Upstream Research Company | System and method for monitoring fluid flow in a wellbore using acoustic telemetry |
US9910026B2 (en) | 2015-01-21 | 2018-03-06 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | High temperature tracers for downhole detection of produced water |
US10408047B2 (en) | 2015-01-26 | 2019-09-10 | Exxonmobil Upstream Research Company | Real-time well surveillance using a wireless network and an in-wellbore tool |
RO132388A2 (ro) * | 2015-02-06 | 2018-02-28 | Halliburton Energy Services Inc. | Fracturare multi-zonală cu acces complet la puţul de foraj |
US10480286B2 (en) * | 2015-02-06 | 2019-11-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multi-zone fracturing with full wellbore access |
US10119378B2 (en) | 2015-03-05 | 2018-11-06 | Schlumberger Technology Corporation | Well operations |
US10378303B2 (en) | 2015-03-05 | 2019-08-13 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Downhole tool and method of forming the same |
DK3268831T3 (da) | 2015-03-12 | 2020-12-07 | Ncs Multistage Inc | Elektrisk aktiveret apparat til flowregulering i borehuller |
US9752412B2 (en) | 2015-04-08 | 2017-09-05 | Superior Energy Services, Llc | Multi-pressure toe valve |
WO2016171664A1 (en) | 2015-04-21 | 2016-10-27 | Schlumberger Canada Limited | Multi-mode control module |
CA3222228A1 (en) | 2015-04-24 | 2016-10-24 | Ncs Multistage Inc. | Plug-actuated flow control member |
BR112017019578B1 (pt) | 2015-04-30 | 2022-03-15 | Halliburton Energy Services, Inc | Método de controle de fundo de poço e aparelho de completação de fundo de poço |
SG11201706438TA (en) | 2015-04-30 | 2017-09-28 | Halliburton Energy Services Inc | Remotely-powered casing-based intelligent completion assembly |
CA2928648A1 (en) | 2015-05-04 | 2016-11-04 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Dual sleeve stimulation tool |
US10301927B2 (en) | 2015-05-15 | 2019-05-28 | Schlumberger Technology Corporation | Metal sealing device |
CN104929602B (zh) * | 2015-05-21 | 2017-06-20 | 西南石油大学 | 一种水平井多级压裂用齿轮控制智能投球的装置及方法 |
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 |
US10731445B2 (en) | 2015-07-31 | 2020-08-04 | Abd Technologies Llc | Top-down fracturing system |
US10221637B2 (en) | 2015-08-11 | 2019-03-05 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Methods of manufacturing dissolvable tools via liquid-solid state molding |
US10184316B2 (en) * | 2015-09-03 | 2019-01-22 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Three position interventionless treatment and production valve assembly |
CN105134132B (zh) * | 2015-09-17 | 2018-01-05 | 中国石油天然气集团公司 | 随钻井下旁通阀 |
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 |
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 |
CA2941571A1 (en) | 2015-12-21 | 2017-06-21 | Packers Plus Energy Services Inc. | Indexing dart system and method for wellbore fluid treatment |
US9574421B1 (en) * | 2016-01-04 | 2017-02-21 | Vertice Oil Tools | Methods and systems for a frac sleeve |
US10280712B2 (en) | 2016-02-24 | 2019-05-07 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Hydraulically actuated fluid communication mechanism |
CA2965068C (en) | 2016-04-22 | 2023-11-14 | Ncs Multistage Inc. | Apparatus, systems and methods for controlling flow communication with a subterranean formation |
GB2563773B (en) * | 2016-04-29 | 2021-07-21 | Halliburton Energy Services Inc | Restriction system for tracking downhole devices with unique pressure signals |
US10538988B2 (en) | 2016-05-31 | 2020-01-21 | Schlumberger Technology Corporation | Expandable downhole seat assembly |
EP3258057A1 (en) * | 2016-06-17 | 2017-12-20 | Welltec A/S | Fracturing method using in situ fluid |
US10260314B2 (en) * | 2016-06-23 | 2019-04-16 | Vertice Oil Tools | Methods and systems for a pin point frac sleeves system |
US10364669B2 (en) | 2016-08-30 | 2019-07-30 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods of acoustically communicating and wells that utilize the methods |
US10344583B2 (en) | 2016-08-30 | 2019-07-09 | Exxonmobil Upstream Research Company | Acoustic housing for tubulars |
US10590759B2 (en) | 2016-08-30 | 2020-03-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Zonal isolation devices including sensing and wireless telemetry and methods of utilizing the same |
US10697287B2 (en) | 2016-08-30 | 2020-06-30 | Exxonmobil Upstream Research Company | Plunger lift monitoring via a downhole wireless network field |
US10487647B2 (en) | 2016-08-30 | 2019-11-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Hybrid downhole acoustic wireless network |
US10415376B2 (en) | 2016-08-30 | 2019-09-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Dual transducer communications node for downhole acoustic wireless networks and method employing same |
US10526888B2 (en) | 2016-08-30 | 2020-01-07 | Exxonmobil Upstream Research Company | Downhole multiphase flow sensing methods |
US10465505B2 (en) | 2016-08-30 | 2019-11-05 | Exxonmobil Upstream Research Company | Reservoir formation characterization using a downhole wireless network |
WO2018049533A1 (en) | 2016-09-16 | 2018-03-22 | Ncs Multistage Inc. | Wellbore flow control apparatus with solids control |
AU2016425821A1 (en) | 2016-10-06 | 2019-03-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Electro-hydraulic system with a single control line |
US10294754B2 (en) | 2017-03-16 | 2019-05-21 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Re-closable coil activated frack sleeve |
CA3059243A1 (en) * | 2017-04-05 | 2018-10-11 | Abd Technologies Llc | Top-down fracturing systems and methods |
CN106869855A (zh) * | 2017-04-25 | 2017-06-20 | 中煤科工集团重庆研究院有限公司 | 一种全自动防止瓦斯超限装置 |
WO2018232161A1 (en) * | 2017-06-14 | 2018-12-20 | Spring Oil Tools Llc | Concentric flow valve |
US10871068B2 (en) | 2017-07-27 | 2020-12-22 | Aol | Piping assembly with probes utilizing addressed datagrams |
US11261701B2 (en) * | 2017-08-22 | 2022-03-01 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Shifting tool and associated methods for operating downhole valves |
US10400555B2 (en) * | 2017-09-07 | 2019-09-03 | Vertice Oil Tools | Methods and systems for controlling substances flowing through in an inner diameter of a tool |
WO2019059885A1 (en) | 2017-09-19 | 2019-03-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | ENERGY TRANSFER MECHANISM FOR A JUNCTION ASSEMBLY FOR COMMUNICATING WITH A SIDE COMPLETION ASSEMBLY |
CA3069306A1 (en) * | 2017-09-29 | 2019-04-04 | Comitt Well Solutions Us Holding Inc. | Methods and systems for moving a sliding sleeve based on internal pressure |
CA3020600A1 (en) * | 2017-10-12 | 2019-04-12 | Kobold Corporation | Closeable sleeve assembly and method of use |
MX2020003296A (es) | 2017-10-13 | 2020-07-28 | Exxonmobil Upstream Res Co | Metodo y sistema para realizar operaciones de hidrocarburo con redes de comunicacion mixta. |
US10837276B2 (en) | 2017-10-13 | 2020-11-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for performing wireless ultrasonic communications along a drilling string |
CN111201454B (zh) | 2017-10-13 | 2022-09-09 | 埃克森美孚上游研究公司 | 用于利用通信执行操作的方法和系统 |
US10697288B2 (en) | 2017-10-13 | 2020-06-30 | Exxonmobil Upstream Research Company | Dual transducer communications node including piezo pre-tensioning for acoustic wireless networks and method employing same |
WO2019074657A1 (en) | 2017-10-13 | 2019-04-18 | Exxonmobil Upstream Research Company | METHOD AND SYSTEM FOR REALIZING OPERATIONS USING COMMUNICATIONS |
CA3079020C (en) | 2017-10-13 | 2022-10-25 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for performing communications using aliasing |
US10830012B2 (en) * | 2017-11-02 | 2020-11-10 | Baker Huges, A Ge Company, Llc | Intelligent well system |
WO2019099188A1 (en) | 2017-11-17 | 2019-05-23 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for performing wireless ultrasonic communications along tubular members |
US10690794B2 (en) | 2017-11-17 | 2020-06-23 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for performing operations using communications for a hydrocarbon system |
WO2019108776A1 (en) * | 2017-11-29 | 2019-06-06 | National Oilwell Varco, L.P. | Multi-zone hydraulic stimulation system |
US10844708B2 (en) | 2017-12-20 | 2020-11-24 | Exxonmobil Upstream Research Company | Energy efficient method of retrieving wireless networked sensor data |
WO2019133290A1 (en) | 2017-12-29 | 2019-07-04 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods and systems for monitoring and optimizing reservoir stimulation operations |
US11156081B2 (en) | 2017-12-29 | 2021-10-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods and systems for operating and maintaining a downhole wireless network |
US10662739B2 (en) | 2018-01-01 | 2020-05-26 | Vertice Oil Tools | Methods and systems for a frac sleeve |
GB2583283B (en) * | 2018-01-30 | 2022-07-13 | Halliburton Energy Services Inc | Automatically shifting frac sleeves |
US10711600B2 (en) | 2018-02-08 | 2020-07-14 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods of network peer identification and self-organization using unique tonal signatures and wells that use the methods |
US11268378B2 (en) | 2018-02-09 | 2022-03-08 | Exxonmobil Upstream Research Company | Downhole wireless communication node and sensor/tools interface |
US10961819B2 (en) | 2018-04-13 | 2021-03-30 | Oracle Downhole Services Ltd. | Downhole valve for production or injection |
CN110735620B (zh) * | 2018-07-18 | 2021-10-19 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种连通储层的功能管柱及其连通储层的方法 |
CA3056524A1 (en) | 2018-09-24 | 2020-03-24 | Resource Well Completion Technologies Inc. | Systems and methods for multi-stage well stimulation |
US11293280B2 (en) | 2018-12-19 | 2022-04-05 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for monitoring post-stimulation operations through acoustic wireless sensor network |
US11952886B2 (en) | 2018-12-19 | 2024-04-09 | ExxonMobil Technology and Engineering Company | Method and system for monitoring sand production through acoustic wireless sensor network |
CA3132876A1 (en) * | 2019-03-08 | 2020-09-17 | Ncs Multistage Inc. | Downhole flow controller |
US11365602B2 (en) * | 2019-03-27 | 2022-06-21 | Jovan Vracar | Programmable plug system and method for controlling formation access in multistage hydraulic fracturing of oil and gas wells |
US11454091B2 (en) * | 2019-04-19 | 2022-09-27 | Gregoire Max Jacob | Sensing and recording module within an untethered object acting as a pressure differential isolation of well fluid |
US10934809B2 (en) | 2019-06-06 | 2021-03-02 | Becker Oil Tools LLC | Hydrostatically activated ball-release tool |
US11242743B2 (en) | 2019-06-21 | 2022-02-08 | Saudi Arabian Oil Company | Methods and systems to detect an untethered device at a wellhead |
US11261696B2 (en) * | 2019-09-18 | 2022-03-01 | Dril-Quip, Inc. | Selective position top-down cementing tool |
US11815922B2 (en) * | 2019-10-11 | 2023-11-14 | Schlumberger Technology Corporation | Multiple valve control system and method |
US11702905B2 (en) | 2019-11-13 | 2023-07-18 | Oracle Downhole Services Ltd. | Method for fluid flow optimization in a wellbore |
US11591886B2 (en) | 2019-11-13 | 2023-02-28 | Oracle Downhole Services Ltd. | Gullet mandrel |
US11299965B2 (en) * | 2019-12-10 | 2022-04-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Completion systems and methods to complete a well |
CN111021973B (zh) * | 2019-12-18 | 2023-10-31 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种捕收球式适配器及其安装方法 |
US11333002B2 (en) | 2020-01-29 | 2022-05-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Completion systems and methods to perform completion operations |
US11261674B2 (en) | 2020-01-29 | 2022-03-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Completion systems and methods to perform completion operations |
US11293278B2 (en) | 2020-04-22 | 2022-04-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Valve position sensing using electric and magnetic coupling |
US11767729B2 (en) * | 2020-07-08 | 2023-09-26 | Saudi Arabian Oil Company | Swellable packer for guiding an untethered device in a subterranean well |
CA3194534A1 (en) | 2020-10-09 | 2022-04-14 | Chad Michael Erick Gibson | Systems and methods for multistage fracturing |
CA3199656A1 (en) | 2021-02-02 | 2022-08-11 | Gabriel A. Slup | Downhole tool and method of use |
WO2022211772A1 (en) * | 2021-03-28 | 2022-10-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore dart with separable and expandable tool activator |
US11629567B2 (en) * | 2021-06-04 | 2023-04-18 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Frac dart with a counting system |
CA3230024A1 (en) | 2021-08-26 | 2023-03-02 | Colorado School Of Mines | System and method for harvesting geothermal energy from a subterranean formation |
GB2621570A (en) * | 2022-08-12 | 2024-02-21 | Equinor Energy As | Improved inflow control device |
US11702904B1 (en) | 2022-09-19 | 2023-07-18 | Lonestar Completion Tools, LLC | Toe valve having integral valve body sub and sleeve |
US11913329B1 (en) | 2022-09-21 | 2024-02-27 | Saudi Arabian Oil Company | Untethered logging devices and related methods of logging a wellbore |
CN116733426B (zh) * | 2023-08-11 | 2023-12-15 | 哈尔滨艾拓普科技有限公司 | 基于泵后压力脉冲控制的油井智能分采系统与实施方法 |
Family Cites Families (167)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2223442A (en) * | 1939-08-14 | 1940-12-03 | Erd V Crowell | Apparatus and method for cementing wells |
FR959973A (ru) * | 1941-06-06 | 1950-04-07 | ||
US2374169A (en) * | 1941-10-14 | 1945-04-24 | Sida S Martin | Means for cementing between multiple sands |
US2458278A (en) * | 1944-05-25 | 1949-01-04 | Larkin Packer Company | Cementing equipment |
US2429912A (en) * | 1944-12-29 | 1947-10-28 | Baker Oil Tools Inc | Well cementing apparatus |
US2962097A (en) * | 1958-04-21 | 1960-11-29 | Otis Eng Co | Means for carrying out a removable flow tube program |
US3011548A (en) * | 1958-07-28 | 1961-12-05 | Clarence B Holt | Apparatus for method for treating wells |
US3051243A (en) * | 1958-12-12 | 1962-08-28 | George G Grimmer | Well tools |
US3054415A (en) * | 1959-08-03 | 1962-09-18 | Baker Oil Tools Inc | Sleeve valve apparatus |
US3263752A (en) * | 1962-05-14 | 1966-08-02 | Martin B Conrad | Actuating device for valves in a well pipe |
US3269463A (en) * | 1963-05-31 | 1966-08-30 | Jr John S Page | Well pressure responsive valve |
US3270814A (en) * | 1964-01-23 | 1966-09-06 | Halliburton Co | Selective completion cementing packer |
US3285353A (en) * | 1964-03-11 | 1966-11-15 | Schlumberger Well Surv Corp | Hydraulic jarring tool |
US3333635A (en) * | 1964-04-20 | 1967-08-01 | Continental Oil Co | Method and apparatus for completing wells |
US3395758A (en) * | 1964-05-27 | 1968-08-06 | Otis Eng Co | Lateral flow duct and flow control device for wells |
US3542127A (en) * | 1968-05-13 | 1970-11-24 | Lynes Inc | Reinforced inflatable packer with expansible back-up skirts for end portions |
US3741300A (en) * | 1971-11-10 | 1973-06-26 | Amoco Prod Co | Selective completion using triple wrap screen |
US3768556A (en) * | 1972-05-10 | 1973-10-30 | Halliburton Co | Cementing tool |
US3789926A (en) * | 1972-10-19 | 1974-02-05 | R Henley | Two stage cementing collar |
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 |
US4194561A (en) * | 1977-11-16 | 1980-03-25 | Exxon Production Research Company | Placement apparatus and method for low density ball sealers |
US4176717A (en) * | 1978-04-03 | 1979-12-04 | Hix Harold A | Cementing tool and method of utilizing same |
US4246968A (en) * | 1979-10-17 | 1981-01-27 | Halliburton Company | Cementing tool with protective sleeve |
US4355686A (en) * | 1980-12-04 | 1982-10-26 | Otis Engineering Corporation | Well system and method |
US4429747A (en) * | 1981-09-01 | 1984-02-07 | Otis Engineering Corporation | Well tool |
US4709760A (en) * | 1981-10-23 | 1987-12-01 | Crist Wilmer W | Cementing tool |
US4444266A (en) * | 1983-02-03 | 1984-04-24 | Camco, Incorporated | Deep set piston actuated well safety valve |
US4520870A (en) * | 1983-12-27 | 1985-06-04 | Camco, Incorporated | Well flow control device |
US4729432A (en) * | 1987-04-29 | 1988-03-08 | Halliburton Company | Activation mechanism for differential fill floating equipment |
US4813481A (en) * | 1987-08-27 | 1989-03-21 | Otis Engineering Corporation | Expendable flapper valve |
US4771831A (en) * | 1987-10-06 | 1988-09-20 | Camco, Incorporated | Liquid level actuated sleeve valve |
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 |
US4880059A (en) * | 1988-08-12 | 1989-11-14 | Halliburton Company | Sliding sleeve casing tool |
CA1293762C (en) * | 1988-12-01 | 1991-12-31 | Robert Maurice St. Louis | Heater coil mounting for a dryer |
US4967841A (en) * | 1989-02-09 | 1990-11-06 | Baker Hughes Incorporated | Horizontal well circulation tool |
US4949788A (en) * | 1989-11-08 | 1990-08-21 | Halliburton Company | Well completions using casing valves |
US5029644A (en) | 1989-11-08 | 1991-07-09 | Halliburton Company | Jetting tool |
US4991654A (en) * | 1989-11-08 | 1991-02-12 | Halliburton Company | Casing valve |
US5048611A (en) * | 1990-06-04 | 1991-09-17 | Lindsey Completion Systems, Inc. | Pressure operated circulation valve |
US5203412A (en) * | 1990-07-24 | 1993-04-20 | Glenn Doggett | Well completion tool |
US5183114A (en) * | 1991-04-01 | 1993-02-02 | Otis Engineering Corporation | Sleeve valve device and shifting tool therefor |
GB9114972D0 (en) * | 1991-07-11 | 1991-08-28 | Schlumberger Ltd | Fracturing method and apparatus |
US5242022A (en) * | 1991-08-05 | 1993-09-07 | Paul Hattich Gmbh & Co. | Method and apparatus for isolating a zone of wellbore and extracting a fluid therefrom |
US5224556A (en) | 1991-09-16 | 1993-07-06 | Conoco Inc. | Downhole activated process and apparatus for deep perforation of the formation in a wellbore |
US5333692A (en) * | 1992-01-29 | 1994-08-02 | Baker Hughes Incorporated | Straight bore metal-to-metal wellbore seal apparatus and method of sealing in a wellbore |
US5361856A (en) | 1992-09-29 | 1994-11-08 | Halliburton Company | Well jetting apparatus and met of modifying a well therewith |
US5337808A (en) * | 1992-11-20 | 1994-08-16 | Natural Reserves Group, Inc. | Technique and apparatus for selective multi-zone vertical and/or horizontal completions |
US5394941A (en) * | 1993-06-21 | 1995-03-07 | Halliburton Company | Fracture oriented completion tool system |
US5368098A (en) * | 1993-06-23 | 1994-11-29 | Weatherford U.S., Inc. | Stage tool |
US5381862A (en) * | 1993-08-27 | 1995-01-17 | Halliburton Company | Coiled tubing operated full opening completion tool system |
WO1995009968A1 (en) | 1993-10-07 | 1995-04-13 | Conoco Inc. | Casing conveyed system for completing a wellbore |
US5375661A (en) * | 1993-10-13 | 1994-12-27 | Halliburton Company | Well completion method |
US5413173A (en) * | 1993-12-08 | 1995-05-09 | Ava International Corporation | Well apparatus including a tool for use in shifting a sleeve within a well conduit |
US5526888A (en) * | 1994-09-12 | 1996-06-18 | Gazewood; Michael J. | Apparatus for axial connection and joinder of tubulars by application of remote hydraulic pressure |
US5660232A (en) * | 1994-11-08 | 1997-08-26 | Baker Hughes Incorporated | Liner valve with externally mounted perforation charges |
US5609204A (en) * | 1995-01-05 | 1997-03-11 | Osca, Inc. | Isolation system and gravel pack assembly |
US5887657A (en) * | 1995-02-09 | 1999-03-30 | Baker Hughes Incorporated | Pressure test method for permanent downhole wells and apparatus therefore |
US5579844A (en) * | 1995-02-13 | 1996-12-03 | Osca, Inc. | Single trip open hole well completion system and method |
US5598890A (en) * | 1995-10-23 | 1997-02-04 | Baker Hughes Inc. | Completion assembly |
US5787985A (en) * | 1996-01-16 | 1998-08-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Proppant containment apparatus and methods of using same |
US5848646A (en) * | 1996-01-24 | 1998-12-15 | Schlumberger Technology Corporation | Well completion apparatus for use under pressure and method of using same |
GB2320731B (en) * | 1996-04-01 | 2000-10-25 | Baker Hughes Inc | 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 |
GB9715001D0 (en) * | 1997-07-17 | 1997-09-24 | Specialised Petroleum Serv Ltd | A downhole tool |
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 |
US6006838A (en) * | 1998-10-12 | 1999-12-28 | Bj Services Company | Apparatus and method for stimulating multiple production zones in a wellbore |
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 |
AU1568101A (en) * | 1999-04-30 | 2001-02-13 | Frank's International, Inc. | Mechanism for dropping a plurality of balls into tubulars used in drilling, completion and workover of oil, gas and geothermal wells, and method of using same |
US6443228B1 (en) * | 1999-05-28 | 2002-09-03 | Baker Hughes Incorporated | Method of utilizing flowable devices in wellbores |
US6206095B1 (en) * | 1999-06-14 | 2001-03-27 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus for dropping articles downhole |
US6371208B1 (en) * | 1999-06-24 | 2002-04-16 | Baker Hughes Incorporated | Variable downhole choke |
US6394184B2 (en) | 2000-02-15 | 2002-05-28 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and apparatus for stimulation of multiple formation intervals |
US7284612B2 (en) | 2000-03-02 | 2007-10-23 | Schlumberger Technology Corporation | Controlling transient pressure conditions in a wellbore |
US6286599B1 (en) | 2000-03-10 | 2001-09-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for lateral casing window cutting using hydrajetting |
US6729393B2 (en) * | 2000-03-30 | 2004-05-04 | Baker Hughes Incorporated | Zero drill completion and production system |
US6513595B1 (en) * | 2000-06-09 | 2003-02-04 | Weatherford/Lamb, Inc. | Port collar assembly for use in a wellbore |
DZ3387A1 (fr) | 2000-07-18 | 2002-01-24 | Exxonmobil Upstream Res Co | Procede pour traiter les intervalles multiples dans un trou de forage |
US6644406B1 (en) | 2000-07-31 | 2003-11-11 | Mobil Oil Corporation | Fracturing different levels within a completion interval of a well |
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 |
AU2001286512A1 (en) * | 2000-08-31 | 2002-03-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multi zone isolation tool and method for subterranean wells |
US20020049575A1 (en) * | 2000-09-28 | 2002-04-25 | Younes Jalali | Well planning and design |
NO313341B1 (no) * | 2000-12-04 | 2002-09-16 | Ziebel As | Hylseventil for regulering av fluidstrom og fremgangsmate til sammenstilling av en hylseventil |
NO20006170A (no) * | 2000-12-04 | 2002-03-11 | Triangle Equipment As | Anordning ved åpning i en ytterhylse som inngår i en hylseventil og fremgangsmåte til sammenstilling av en hylseventil |
US6464006B2 (en) * | 2001-02-26 | 2002-10-15 | Baker Hughes Incorporated | Single trip, multiple zone isolation, well fracturing system |
US6644412B2 (en) * | 2001-04-25 | 2003-11-11 | Weatherford/Lamb, Inc. | Flow control apparatus for use in a wellbore |
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 |
US6672405B2 (en) | 2001-06-19 | 2004-01-06 | 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 |
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 |
US6719054B2 (en) | 2001-09-28 | 2004-04-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for acid stimulating a subterranean well formation for improving hydrocarbon production |
US20030070811A1 (en) * | 2001-10-12 | 2003-04-17 | Robison Clark E. | Apparatus and method for perforating a subterranean formation |
US6644404B2 (en) * | 2001-10-17 | 2003-11-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of progressively gravel packing a zone |
US6907936B2 (en) * | 2001-11-19 | 2005-06-21 | Packers Plus Energy Services Inc. | Method and apparatus for wellbore fluid treatment |
US6675891B2 (en) * | 2001-12-19 | 2004-01-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and method for gravel packing a horizontal open hole production interval |
US7096945B2 (en) | 2002-01-25 | 2006-08-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand control screen assembly and treatment method using the same |
US6719051B2 (en) | 2002-01-25 | 2004-04-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand control screen assembly and treatment method using the same |
GB2386624B (en) | 2002-02-13 | 2004-09-22 | Schlumberger Holdings | A completion assembly including a formation isolation valve |
US6811353B2 (en) | 2002-03-19 | 2004-11-02 | Kent R. Madison | Aquifer recharge valve and method |
US6776238B2 (en) * | 2002-04-09 | 2004-08-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Single trip method for selectively fracture packing multiple formations traversed by a wellbore |
GB2411189B (en) | 2002-04-16 | 2006-11-15 | Schlumberger Holdings | Tubing fill and testing method |
GB2390106B (en) * | 2002-06-24 | 2005-11-30 | Schlumberger Holdings | Apparatus and methods for establishing secondary hydraulics in a downhole tool |
US7021384B2 (en) | 2002-08-21 | 2006-04-04 | Packers Plus Energy Services Inc. | Apparatus and method for wellbore isolation |
US7108067B2 (en) | 2002-08-21 | 2006-09-19 | 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 |
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 |
US7451809B2 (en) * | 2002-10-11 | 2008-11-18 | Weatherford/Lamb, Inc. | Apparatus and methods for utilizing a downhole deployment valve |
US7350590B2 (en) * | 2002-11-05 | 2008-04-01 | Weatherford/Lamb, Inc. | Instrumentation for a downhole deployment valve |
US7104332B2 (en) * | 2002-11-11 | 2006-09-12 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for creating a cemented lateral junction system |
US6755509B2 (en) | 2002-11-23 | 2004-06-29 | Silverbrook Research Pty Ltd | Thermal ink jet printhead with suspended beam heater |
US7066264B2 (en) | 2003-01-13 | 2006-06-27 | Schlumberger Technology Corp. | Method and apparatus for treating a subterranean formation |
DE10307957B4 (de) * | 2003-02-24 | 2007-01-04 | Airbus Deutschland Gmbh | Transporteinrichtung für den Vertikaltransport von Verpflegungsbehältern in einem Verkehrsflugzeug |
WO2004088091A1 (en) | 2003-04-01 | 2004-10-14 | Specialised Petroleum Services Group Limited | Downhole tool |
US7128152B2 (en) * | 2003-05-21 | 2006-10-31 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus to selectively reduce wellbore pressure during pumping operations |
US7128160B2 (en) * | 2003-05-21 | 2006-10-31 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus to selectively reduce wellbore pressure during pumping operations |
US6994170B2 (en) * | 2003-05-29 | 2006-02-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Expandable sand control screen assembly having fluid flow control capabilities and method for use of same |
US6966368B2 (en) | 2003-06-24 | 2005-11-22 | Baker Hughes Incorporated | Plug and expel flow control device |
US7066265B2 (en) | 2003-09-24 | 2006-06-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method of production enhancement and completion of a well |
US7210533B2 (en) | 2004-02-11 | 2007-05-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Disposable downhole tool with segmented compression element and method |
US7168494B2 (en) | 2004-03-18 | 2007-01-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Dissolvable downhole tools |
US7093664B2 (en) | 2004-03-18 | 2006-08-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | One-time use composite tool formed of fibers and a biodegradable resin |
US7353879B2 (en) | 2004-03-18 | 2008-04-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Biodegradable downhole tools |
US8211247B2 (en) | 2006-02-09 | 2012-07-03 | Schlumberger Technology Corporation | Degradable compositions, apparatus comprising same, and method of use |
US7191833B2 (en) | 2004-08-24 | 2007-03-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand control screen assembly having fluid loss control capability and method for use of same |
US7246668B2 (en) * | 2004-10-01 | 2007-07-24 | Weatherford/Lamb, Inc. | Pressure actuated tubing safety valve |
US7337840B2 (en) * | 2004-10-08 | 2008-03-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | One trip liner conveyed gravel packing and cementing system |
US7347271B2 (en) | 2004-10-27 | 2008-03-25 | Schlumberger Technology Corporation | Wireless communications associated with a wellbore |
US7445048B2 (en) | 2004-11-04 | 2008-11-04 | Schlumberger Technology Corporation | Plunger lift apparatus that includes one or more sensors |
US7347258B2 (en) * | 2004-11-24 | 2008-03-25 | E.I. Du Pont De Nemours And Company | Coated tools for use in oil well pipes |
US7287596B2 (en) * | 2004-12-09 | 2007-10-30 | Frazier W Lynn | Method and apparatus for stimulating hydrocarbon wells |
US20090084553A1 (en) | 2004-12-14 | 2009-04-02 | Schlumberger Technology Corporation | Sliding sleeve valve assembly with sand screen |
GB2424233B (en) | 2005-03-15 | 2009-06-03 | Schlumberger Holdings | Technique and apparatus for use in wells |
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 |
US20060144590A1 (en) | 2004-12-30 | 2006-07-06 | Schlumberger Technology Corporation | Multiple Zone Completion System |
US7377322B2 (en) * | 2005-03-15 | 2008-05-27 | Peak Completion Technologies, Inc. | Method and apparatus for cementing production tubing in a multilateral borehole |
US7267172B2 (en) * | 2005-03-15 | 2007-09-11 | Peak Completion Technologies, Inc. | Cemented open hole selective fracing system |
US7490669B2 (en) | 2005-05-06 | 2009-02-17 | Bj Services Company | Multi-zone, single trip well completion system and methods of use |
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 |
US8220554B2 (en) | 2006-02-09 | 2012-07-17 | Schlumberger Technology Corporation | Degradable whipstock apparatus and method of use |
US7325617B2 (en) | 2006-03-24 | 2008-02-05 | Baker Hughes Incorporated | Frac system without intervention |
US7866396B2 (en) | 2006-06-06 | 2011-01-11 | Schlumberger Technology Corporation | Systems and methods for completing a multiple zone well |
US7661481B2 (en) | 2006-06-06 | 2010-02-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole wellbore tools having deteriorable and water-swellable components thereof and methods of use |
US20070284114A1 (en) | 2006-06-08 | 2007-12-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for removing a consumable downhole tool |
US7575062B2 (en) | 2006-06-09 | 2009-08-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and devices for treating multiple-interval well bores |
US8211248B2 (en) | 2009-02-16 | 2012-07-03 | Schlumberger Technology Corporation | Aged-hardenable aluminum alloy with environmental degradability, methods of use and making |
US7464764B2 (en) | 2006-09-18 | 2008-12-16 | Baker Hughes Incorporated | Retractable ball seat having a time delay material |
US20080202764A1 (en) | 2007-02-22 | 2008-08-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Consumable downhole tools |
US7681645B2 (en) | 2007-03-01 | 2010-03-23 | Bj Services Company | System and method for stimulating multiple production zones in a wellbore |
US7870907B2 (en) | 2007-03-08 | 2011-01-18 | Weatherford/Lamb, Inc. | Debris protection for sliding sleeve |
GB0706350D0 (en) | 2007-03-31 | 2007-05-09 | Specialised Petroleum Serv Ltd | Ball seat assembly and method of controlling fluid flow through a hollow body |
MX345363B (es) | 2008-03-28 | 2017-01-27 | Schlumberger Tech B V * | Ensamble de válvula de camisa deslizable con tamiz de arena. |
US20110146866A1 (en) | 2009-12-19 | 2011-06-23 | Samad Jafari Valilou | Automatic tire chain system |
CA2799940C (en) | 2010-05-21 | 2015-06-30 | Schlumberger Canada Limited | Method and apparatus for deploying and using self-locating downhole devices |
-
2004
- 2004-12-14 US US10/905,073 patent/US7387165B2/en active Active
-
2005
- 2005-04-04 US US10/907,509 patent/US7325616B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2005-12-13 RU RU2005138841/03A patent/RU2316643C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2005-12-13 CA CA002529962A patent/CA2529962C/en active Active
- 2005-12-14 DE DE102005060008A patent/DE102005060008A1/de not_active Withdrawn
-
2007
- 2007-08-07 US US11/834,869 patent/US20070272411A1/en not_active Abandoned
-
2010
- 2010-11-12 US US12/945,186 patent/US8276674B2/en active Active
Cited By (40)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2671373C2 (ru) * | 2009-04-17 | 2018-10-30 | Бэйкер Хьюз Инкорпорейтед | Система гидроразрыва пласта в необсаженном стволе скважины |
RU2570692C2 (ru) * | 2009-06-10 | 2015-12-10 | Бейкер Хьюз Инкорпорейтед | Седловое устройство и способ проведения скважинной операции |
RU2451163C2 (ru) * | 2009-10-05 | 2012-05-20 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" (ОАО "АНК "Башнефть") | Установка для одновременно-раздельной закачки агента в два или три пласта |
RU2551599C2 (ru) * | 2009-12-03 | 2015-05-27 | Веллтек А/С | Устройство для регулирования притока в эксплуатационной обсадной трубе |
RU2556096C2 (ru) * | 2010-03-26 | 2015-07-10 | Петровелл Лимитед | Скважинное устройство приведения в действие |
RU2628114C1 (ru) * | 2010-03-26 | 2017-08-15 | ВЕЗЕРФОРД ТЕКНОЛОДЖИ ХОЛДИНГЗ, ЭлЭлСи | Механическое счетное устройство для скважинного инструмента, скважинный инструмент с таким устройством и способ гидроразрыва с его использованием |
RU2562631C2 (ru) * | 2010-03-26 | 2015-09-10 | Петровелл Лимитед | Механический счетчик |
US8505639B2 (en) | 2010-04-02 | 2013-08-13 | Weatherford/Lamb, Inc. | Indexing sleeve for single-trip, multi-stage fracing |
RU2522825C1 (ru) * | 2010-06-21 | 2014-07-20 | Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. | Система и способ изоляции тока, подаваемого на электрическую нагрузку в скважине |
RU2495994C1 (ru) * | 2011-02-07 | 2013-10-20 | Везерфорд/Лэм, Инк. | Втулка пошагового перемещения для многоступенчатого гидроразрыва за одну спускоподъемную операцию |
RU2597301C2 (ru) * | 2011-06-22 | 2016-09-10 | Чайна Петролеум Энд Кемикл Корпорейшн | Узел муфты гидроразрыва, устройство на его основе и способ его использования |
RU2531407C2 (ru) * | 2011-08-19 | 2014-10-20 | Везерфорд/Лэм, Инк. | Скважинное устройство, скважинная система и способ обработки ствола скважины |
US9080420B2 (en) | 2011-08-19 | 2015-07-14 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Multiple shift sliding sleeve |
RU2608649C2 (ru) * | 2012-01-19 | 2017-01-24 | Бэйкер Хьюз Инкорпорейтед | Счетное устройство для селективного захвата пробок |
RU2630022C2 (ru) * | 2012-03-08 | 2017-09-05 | ВЕЗЕРФОРД ТЕКНОЛОДЖИ ХОЛДИНГЗ, ЭлЭлСи | Способ выборочного разрыва пласта |
RU2599748C2 (ru) * | 2012-07-10 | 2016-10-10 | Бэйкер Хьюз Инкорпорейтед | Забойная система клапанов с гильзовым затвором и способ ее применения |
RU2604367C2 (ru) * | 2012-07-31 | 2016-12-10 | Петровелл Лимитед | Скважинные устройства и способы |
RU2637351C2 (ru) * | 2012-07-31 | 2017-12-04 | ВЕЗЕРФОРД ТЕКНОЛОДЖИ ХОЛДИНГЗ, ЭлЭлСи | Скважинное устройство и способ |
RU2655074C2 (ru) * | 2012-12-04 | 2018-05-23 | ВЕЗЕРФОРД ТЕКНОЛОДЖИ ХОЛДИНГЗ, ЭлЭлСи | Скважинное устройство и способ |
RU2616193C2 (ru) * | 2012-12-13 | 2017-04-13 | Везерфорд Текнолоджи Холдингз, Ллк, Us | Скользящая муфта, имеющая сужающееся сегментированное шаровое седло |
RU2616055C2 (ru) * | 2012-12-13 | 2017-04-12 | Везерфорд Текнолоджи Холдингз, ЛЛК | Скользящая муфта, имеющая скошенное сужающееся сегментированное шаровое седло |
RU2615540C2 (ru) * | 2012-12-13 | 2017-04-05 | Везерфорд Текнолоджи Холдингз, ЛЛК | Скользящая муфта с сокращающимся кольцевым шаровым гнездом |
RU2613690C2 (ru) * | 2012-12-13 | 2017-03-21 | Везерфорд Текнолоджи Холдингз, ЛЛК | Скользящая муфта, имеющая сужающееся, сдвоенно сегментированное шаровое седло |
RU2597231C1 (ru) * | 2012-12-21 | 2016-09-10 | Ресорс Комплишн Системз Инк. | Многоступенчатое изолирование скважины и гидравлический разрыв пласта |
RU2668103C2 (ru) * | 2013-03-15 | 2018-09-26 | ВЕЗЕРФОРД ТЕКНОЛОДЖИ ХОЛДИНГЗ, ЭлЭлСи | Скважинное устройство и способ скважинных работ (варианты) |
RU2611083C2 (ru) * | 2013-12-04 | 2017-02-21 | Везерфорд/Лэм, Инк. | Разрывная муфта и положительная индикация открытия муфты для гидроразрыва |
US9885224B2 (en) | 2013-12-04 | 2018-02-06 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Burst sleeve and positive indication for fracture sleeve opening |
RU2555989C1 (ru) * | 2014-05-12 | 2015-07-10 | Акционерное общество "Новомет-Пермь" | Муфта для многостадийного гидроразрыва пласта |
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 |
RU2734968C2 (ru) * | 2016-05-06 | 2020-10-26 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Пробка для гидравлического разрыва |
US11162345B2 (en) | 2016-05-06 | 2021-11-02 | Schlumberger Technology Corporation | Fracing plug |
RU2756805C1 (ru) * | 2017-12-04 | 2021-10-05 | Веллтек Ойлфилд Солюшнс АГ | Скважинное приточное устройство ограничения добычи |
US11346180B2 (en) | 2017-12-04 | 2022-05-31 | Welltec Oilfield Solutions Ag | Downhole inflow production restriction device |
US11795779B2 (en) | 2017-12-04 | 2023-10-24 | Welltec Oilfield Solutions Ag | Downhole inflow production restriction device |
RU2805913C2 (ru) * | 2018-11-23 | 2023-10-24 | Торш Инк. | Устройство и способ для селективной закачки материалов в скважину |
US11851986B2 (en) | 2018-11-23 | 2023-12-26 | Torsch Inc. | Sleeve valve |
RU2752638C1 (ru) * | 2019-01-24 | 2021-07-29 | Дзе Веллбосс Компани, Инк. | Скважинный клапанный инструмент |
RU2819019C1 (ru) * | 2020-04-22 | 2024-05-08 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Определение положения клапана с применением электрического и магнитного соединения |
US11661813B2 (en) | 2020-05-19 | 2023-05-30 | Schlumberger Technology Corporation | Isolation plugs for enhanced geothermal systems |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
US20110056692A1 (en) | 2011-03-10 |
US20070272411A1 (en) | 2007-11-29 |
DE102005060008A1 (de) | 2006-06-22 |
US7387165B2 (en) | 2008-06-17 |
CA2529962A1 (en) | 2006-06-14 |
US7325616B2 (en) | 2008-02-05 |
CA2529962C (en) | 2009-07-28 |
US20060124311A1 (en) | 2006-06-15 |
RU2005138841A (ru) | 2007-06-20 |
US8276674B2 (en) | 2012-10-02 |
US20060124310A1 (en) | 2006-06-15 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2316643C2 (ru) | Система и способ заканчивания скважины, имеющей множество зон (варианты) | |
RU2733998C2 (ru) | Устройство, системы и способы многоступенчатой стимуляции | |
US8267173B2 (en) | Open hole completion apparatus and method for use of same | |
US7051812B2 (en) | Fracturing tool having tubing isolation system and method | |
RU2310066C2 (ru) | Система и способ заканчивания скважин, имеющих несколько зон (варианты) | |
US20030019634A1 (en) | Upper zone isolation tool for smart well completions | |
CN109477365A (zh) | 自上而下的挤压系统和方法 | |
RU2686746C1 (ru) | Система для повторной изоляции доступа в ствол скважины | |
NZ579534A (en) | Stimulating multiple production zones in a wellbore by selectively breaking down cement adjacent each production zone. | |
AU2018230986B2 (en) | Liner conveyed compliant screen system | |
US9163493B2 (en) | Wellbore servicing assemblies and methods of using the same | |
US10830030B2 (en) | System and method for stimulating a well | |
AU2018230978B2 (en) | Liner conveyed stand alone and treat system | |
US7128157B2 (en) | Method and apparatus for treating a well | |
US20140332228A1 (en) | Fracturing Using Re-Openable Sliding Sleeves | |
CA2884170C (en) | Valve, system and method for completion, stimulation and subsequent re-stimulation of wells for hydrocarbon production | |
CA2901905A1 (en) | Plug and perforate using casing profiles |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20171214 |