RU2368777C2 - Устройство определения местоположения в скважине с элементом регулирования подачи флюида - Google Patents

Устройство определения местоположения в скважине с элементом регулирования подачи флюида Download PDF

Info

Publication number
RU2368777C2
RU2368777C2 RU2007141579/03A RU2007141579A RU2368777C2 RU 2368777 C2 RU2368777 C2 RU 2368777C2 RU 2007141579/03 A RU2007141579/03 A RU 2007141579/03A RU 2007141579 A RU2007141579 A RU 2007141579A RU 2368777 C2 RU2368777 C2 RU 2368777C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
mandrel
bracket
well
sleeve
specified
Prior art date
Application number
RU2007141579/03A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2007141579A (ru
Inventor
Мартин П. КОРОНАДО (US)
Мартин П. Коронадо
Original Assignee
Бейкер Хьюз Инкорпорейтед
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Бейкер Хьюз Инкорпорейтед filed Critical Бейкер Хьюз Инкорпорейтед
Publication of RU2007141579A publication Critical patent/RU2007141579A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2368777C2 publication Critical patent/RU2368777C2/ru

Links

Images

Classifications

    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH DRILLING; MINING
    • E21BEARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00Survey of boreholes or wells
    • E21B47/09Locating or determining the position of objects in boreholes or wells, e.g. the position of an extending arm; Identifying the free or blocked portions of pipes
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH DRILLING; MINING
    • E21BEARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B23/00Apparatus for displacing, setting, locking, releasing, or removing tools, packers or the like in the boreholes or wells
    • E21B23/02Apparatus for displacing, setting, locking, releasing, or removing tools, packers or the like in the boreholes or wells for locking the tools or the like in landing nipples or in recesses between adjacent sections of tubing

Abstract

Изобретение относится к скважинным устройствам, которые могут быть использованы для определения местоположения втулок и/или других элементов в стволе скважины и выдают на поверхность сигнал о таком местоположении или в перевернутой ориентации могут быть использованы для приложения заданной нагрузки к компоновке низа колонны. Технический результат - снижение эффекта рывка. Устройство состоит из одной или более скоб, которые могут входить в зацепление внутри скважины с проточкой во втулке или ограничивающим переводником. Скобы выполнены с возможностью выступания через гильзу, смещаемую в противоположных направлениях, и упираются в оправку. Скобы могут втягиваться в пазы оправки для прохождения препятствия на пути в скважину. На пути вверх к только что пройденной втулке скобы приходят в зацепление и прилагаемое к оправке направленное вверх усилие перемещает флюид через узел дросселирования, что создает промежуток времени, достаточный для того, чтобы на поверхности получить значимый сигнал о возникновении избыточного тягового усилия. Устройство можно перевернуть и использовать для поддержания постоянной нагрузки на оборудование низа колонны при подводном бурении с использованием компенсатора вертикальной качки. 2 н. и 24 з.п. ф-лы, 5 ил.

Description

Область техники
Настоящее изобретение относится к скважинным устройствам, которые могут быть использованы для определения местоположения втулок и(или) других элементов в стволе скважины и выдают на поверхность сигнал о таком местоположении или в перевернутой ориентации могут быть использованы для приложения заданной нагрузки к компоновке низа колонны.
Предшествующий уровень техники
При проведении скважиных работ часто возникает необходимость в определении конкретной глубины нахождения в скважине втулок и(или) других элементов в обсадной колонне с индикацией на поверхности того, что втулка расположена должным образом. В прошлом эту задачу решали с помощью устройства, доставляемого на колонне и имеющего один или более цанговых патронов. Цанговые патроны и несущая их оправка выполнены таким образом, что цанговые патроны могут при перемещении вниз по скважине оставаться в безопорном положении. После достижения выбранной втулки устройство с цанговыми патронами продвигают дальше за позиционирующую проточку в интересующей втулке. Затем устройство поднимают обратно, чтобы привести в зацепление цанговый патрон. При этом цанговый патрон задерживается в проточке и возникает необходимость в приложении дополнительного тягового усилия. Сопротивление тяговому усилию ощущается на поверхности. Цанговый патрон выполнен таким образом, что он высвобождается после достижения тяговым усилием заданного уровня.
При такой конструкции возникает несколько проблем. В глубоких скважинах при значительном их искривлении существует риск того, что рабочая колонна будет заторможена в окружающей трубе, так что приложенное дополнительное тяговое усилие может быть связано с необходимостью высвобождения рабочей колонны, а не с вытягиванием цанговых патронов, которые могут даже не войти в позиционирующую проточку интересующей втулки. Эффект торможения, связанный с глубиной и искривлением скважины, обычно называют эффектом "прихватывания" (прерывистого скольжения). При возникновении этого эффекта достоверный сигнал на поверхности может отсутствовать. Другая проблема заключается с ограничении нагрузки, которую можно приложить к головкам цангового патрона в позиционирующей проточке. Хотя конструкция цангового патрона может быть сделана толще, существует проблема, заключающаяся в том, что материал может иметь ограничения по уровню нагрузки, которую могут выдержать находящиеся в зацеплении головки цангового патрона. Другая проблема заключается в ограниченном пространстве и ограничении по диаметру устройства, что обусловлено необходимостью доставки устройства к интересующей втулке. Таким образом, изготовление более толстых деталей устройства может не дать полезного результата с точки зрения расширения допустимого диапазона прикладываемого тягового усилия, или может не хватить пространства, необходимого для доставки устройства.
Другой проблемой, возникающей при использовании систем на основе цангового патрона, является эффект рывка при высвобождении, когда накопленная потенциальная энергия приложенного к спусковой колонне тягового усилия внезапно высвобождается при переходе цангового патрона в безопорное состояние при достижении тяговым усилием заданного значения.
Соответственно, в основу настоящего изобретения положена задача создания устройства, способного выдерживать большее приложенное усилие, чем конструкции на основе цангового патрона, и устранения при этом эффекта рывка. Другие преимущества могут быть связаны с задержкой, которая позволяет приложить большие усилия на определенный период времени, чтобы быть уверенным в том, что цанговый патрон расположен должным образом и силы прихватывания преодолены. Желательно также быстрое восстановление устройства в рабочее состояние после высвобождения. Устройство может быть перевернуто и должным образом отрегулировано так, чтобы прикладывать заданное направленное вниз усилие к оборудованию низа бурильной колонны, связанному с компенсатором вертикальной качки, в случае использования при подводном бурении. Эти и другие особенности и преимущества настоящего изобретения будут более понятны для специалистов в данной области при рассмотрении описания предпочтительного варианта выполнения, чертежей и формулы изобретения, определяющей объем притязаний изобретения, которые приведены далее.
Краткое изложение сущности изобретения
Особенностью предлагаемого в изобретении многоцелевого устройства является наличие одной или более скоб, которые могут сцепляться внутри скважины с проточкой во втулке или ограничивающим переводником. Скобы выполнены с возможностью выступания через гильзу, смещаемую в противоположных направлениях, и упираются в оправку. Скобы могут втягиваться в пазы оправки для прохождения препятствия на пути в скважину. На пути вверх к только что пройденной втулке скобы входят в зацепление и прилагаемое к оправке направленное вверх усилие перемещает флюид (текучую среду) через узел дросселирования, что создает промежуток времени, достаточный для того, чтобы получить на поверхности значимый сигнал о возникновении избыточного тягового усилия. После этого приложенное усилие может быть снижено, так что высвобождение скоб происходит при меньшем приложенном усилии, что снижает эффект рывка. Устройство можно перевернуть и использовать для поддержания постоянной нагрузки на компоновку низа колонны при подводном бурении с использованием компенсатора вертикальной качки.
Краткое описание чертежей
Ниже изобретение более подробно рассмотрено со ссылкой на прилагаемые чертежи, на которых:
на фиг.1а-1б дано сечение устройства в положении нейтрального движения 5 в скважину;
на фиг.2а-2б дано сечение устройства в положении, занимаемом при прохождении препятствия при движении в скважину;
на фиг.3а-3б дано сечение устройства в момент перед высвобождением из зацепления при приложенной нагрузке;
На фиг.4 дано сечение по линии 4-4 с фиг.1а;
На фиг.5 дано сечение по линии 5-5 с фиг.1а.
Подробное описание предпочтительного варианта выполнения изобретения
Оправка 10 состоит из верхней втулки 12, верхнего корпуса 14, нижнего корпуса 16 и нижней втулки 18. Эти компоненты предпочтительно соединяются с помощью резьбы, но могут соединяться и другими способами. В оправку 10 может входить большее или меньшее число компонентов. Наружная гильза 20 имеет окно 22 для каждой используемой скобы 24. Может быть использована одна скоба 24 или более. Как лучше всего видно на фиг.5, скобы 24 имеют на противоположных краях выступы 26, предназначенные для ограничения хода скоб 24 по отношению окон 22. На фиг.1а скоба 24 показана в сечении. В предпочтительном варианте скоба 24 имеет в основном U-образную форму с парой направленных вовнутрь опор 28 и 30. При перемещении в скважину препятствие будет встречать поверхность 32 скобы 24. При перемещении из скважины препятствие будет встречать поверхность 34 скобы 24.
Гильза 20 установлена с возможностью скольжения по оправке 10.
Пружина 36, упирающаяся в поверхность 38 втулки 18, сдвигает гильзу вверх относительно скважины. Пружина 40 упирается в поверхность 42 верхней втулки 12 и прикладывает к гильзе 20 силу, противоположную воздействию пружины 36. Предпочтительно, чтобы пружина 40 была слабее пружины 36, что будет пояснено далее.
На верхнем корпусе 14 имеется три паза 44, 46 и 48. Эти пазы имеют достаточную глубину для того, чтобы, когда в них входят опоры 28 и 30, наружная поверхность 50 скоб 24 опускалась в окно 22. За счет этого устройство может проходить препятствие при движении вниз по скважине и может быть высвобождено при движении вверх по скважине. Если при движении в скважину поверхность 32 встречается с препятствием, то пружина 40 сжимается, так как гильза 20 и скобы 24 прекращают движение вниз. Не прекращающееся перемещение вниз по скважине оправки 10 приводит к тому, что не только сжимается пружина 40, но также пазы 44 и 46 совмещаются с опорами 28 и 30 скоб 24, что дает возможность опорам углубиться в положение, более близкое к центральной оси (осевой линии) 52, и предпочтительно в гильзу 20. В этом положении препятствие может быть пройдено и пружина 40 может сместить гильзу 20 в нейтральное положение, показанное на фиг.1. На фиг.2 опоры 28 и 30 показаны выходящими из пазов 44 и 46 под воздействием пружины 40 после прохождения препятствия при движении вниз. Заметим, что наклон поверхностей 52 и 54 облегчает выход опор 28 и 30 из пазов 44 и 46 под действием возвращающей силы ранее сжатой пружины 40. После прохождения препятствия скобы 24 возобновляют свободное движение вниз в положении, показанном на фиг.1.
Как лучше всего видно на фиг.3, между гильзой 20 и оправкой 10 сформированы верхний резервуар 56 флюида (текучей среды) и нижний резервуар 58 флюида. Наливное (впускное) отверстие 60 позволяет забирать флюид у поверхности. Термические и гидростатические эффекты в замкнутой системе взаимосвязанных резервуаров полностью компенсируются поршнем 62, который может смещаться, например, тарельчатой пружиной 64 или любым другим походящим устройством. Специалистам в данной области понятны преимущества наличия такой компенсации в структуре устройства, особенно когда это устройство используют на больших глубинах и(или) в условиях высокой температуры. На фиг.4 показано выполнение такого компенсаторного узла. На фиг.2а лучше всего показаны другие детали такой системы резервуаров. Имеется дроссельный ограничитель 66 потока, регулирующий величину потока из резервуара 58 в резервуар 56. Имеется запорный клапан 68, дающий возможность обойти дроссельный ограничитель 66 при поступлении флюида в противоположном направлении из резервуара 56 в резервуар 58. Последовательно с дроссельным ограничителем 66 установлено предохранительное средство 70 сброса давления, так что, когда флюид продавливается в направлении от резервуара 58 к резервуару 56, должен сначала произойти рост перемещающего давления до заданного уровня прежде, чем начнется переток флюида.
В широком смысле система перемещения флюида работает таким образом, что создается задержка нахождения скоб 24 в нужном положении и необходимо приложить усилие к оправке 10, что формирует сигнал на поверхность о таком зацеплении прежде, чем скобы 24 выйдут из позиционирующей проточки (не показана). Такая система дает возможность уменьшить прилагаемое тяговое усилие перед высвобождением скоб, чтобы снизить эффект рывка при высвобождении. При использовании с опционным предохранительным средством 70 сброса давления все устройство может быть перевернуто и может быть использовано для приложения нагрузки в заданном диапазоне к оборудованию низа бурильной колонны без преждевременного извлечения, например в случае подводного бурения, когда применяется система компенсатора вертикальной качки.
Теперь, когда описаны все основные компоненты, рассмотрим более детально работу устройства при различных его применениях. На фиг.1 отражен момент цикла работы, когда опоры 28 и 30 скоб 24 находятся вне любого из пазов 44, 46 и 48. В предпочтительном варианте скобы 24 сдвигаются в положение, отображенное на фиг.1, в котором опоры 28 и 30 охватывают с двух сторон паз 46, за счет пружины 36, преодолевающей силу пружины 40, чтобы переместить гильзу 20 в отображенное на фиг.1 положение. При продвижении устройства вниз по скважине препятствие сначала встретится с поверхностями 32 скоб 24. Оправка 10 продолжит движение вниз по скважине, в то время как скобы 24 остановят снижение гильзы 20. При совпадении пазов 44 и 46 с опорами 28 и 30 скобы 24 смогут в достаточной степени втянуться вовнутрь, чтобы дать возможность устройству миновать препятствие. Скобы 24 могут втянуться в гильзу 20 в такой степени, которая необходима, чтобы пройти мимо препятствия. Продвижение оправки 10 при скобах 24, временно задержанных препятствием, приведет к сжатию пружины 40. После прохождения препятствия пружина 40 освободится, чтобы вернуть устройство из положения, отображенного на фиг.2, в положение, отображенное на фиг.1. Следует отметить, что продвижение оправки вниз по скважине при остановленных препятствием скобах 24 приведет к тому, что нижний край 21 гильзы 20, удерживающей скобы 24 от смещения пружиной 40, отойдет от верхнего края 23 гильзы 25, чье перемещение относительно оправки 10 каждый раз приводит к перемещению флюида между резервуарами 56 и 58. Величина этого перемещения перед восстановлением положения скоб 24 до изображенного на фиг.1 также очень мала.
При достижении заданной глубины устройство вытягивают вверх, пока поверхность 34 не встретится в скважине с желаемой позиционирующей проточкой. В этой точке дальнейшее вытягивание оправки 10 из спусковой колонны (не показана) будет вынуждать флюид перемещаться из резервуара 58 в резервуар 56 через дроссельный ограничитель 66. Приложенное усилие повлияет на скорость перемещения оправки 10, что даст персоналу на поверхности время заметить сигнал о том, что произошло зацепление с заданной проточкой и что действует сила, существенно превосходящая возможную силу трения при эффекте прихватывания спусковой колонны в искривленной скважине, и тогда буровая бригада может в этот момент снизить приложенную тяговую силу перед тем, как произойдет фактическое высвобождение, что уменьшит эффект рывка при высвобождении. Высвобождение происходит после того, как оправка 10 пройдет расстояние, достаточное для того, чтобы пазы 46 и 48 совпали со стойками 28 и 30, что позволит вобрать стойки 24 и вернуть устройство в состояние, отображенное на фиг.1. Это происходит потому, что вытягивание вверх при скобах 24, находящихся в зацеплении в позиционирующей проточке, сжимает пружину 36, как показано на фиг.3. Перемещение вовнутрь скоб 24 позволяет пружине 36 преодолеть сопротивление пружины 40 и устройству вернуться в состояние готовности с следующему циклу, показанное на фиг.1. При использовании предохранительного средства 70 персонал на поверхности может быть уверен, что тяговое усилие, которое ниже установленного порога, не приведет к высвобождению. Следовательно, до того как произойдет высвобождение, усилие можно прикладывать и снимать любое число раз. Специалистам в данной области будет понятно, что устройство может быть использовано в перевернутой ориентации и функционировать в одном из таких приложений, когда, например, требуется приложить к оборудованию низа бурильной колонны нагрузку в определенном диапазоне без опасения, что это приведет к высвобождению скоб. В таком приложении вместо тяговой силы, направленной вверх, прикладывают силу, проталкивающую вниз, при скобах 24, введенных в зацепление. При использовании опционного предохранительного средства 70 перетекания флюида между резервуарами 56 и 58 не может произойти до тех пор, пока усилие не превзойдет заданное значение. Такую конфигурацию можно использовать при подводном бурении в сочетании с компенсатором вертикальной качки.
Специалистам в данной области теперь будет также понятно, что при использовании описанного устройства можно прикладывать усилие, превышающее 100000 фунтов (45360 кг) и более, в то время как использование цангового патрона ограничивает прилагаемое усилие до примерно 40000 фунтов (18144 кг) или менее. Эти более низкие ограничения при использовании цангового патрона иногда не позволяют преодолеть эффекты от трения и прихватывания спусковой колонны в сильно искривленных скважинах. Использование конструкции со скобой, выступающей через окно, и, в частности, конструкции скобы, имеющей толстые верхний и нижний края с опорами 28 и 30, предоставляет по меньшей мере частично возможность прикладывать большее усилие, чтобы пройти препятствия и определить положение устройства в требуемой проточке, например в конкретном переводнике. Использование обратного клапана 68 позволяет устройству быстро переходить в нейтральное состояние после высвобождения, так что измерения при необходимости могут быть быстро повторены. Использование дроссельного ограничителя 66 предоставляет больше времени на поверхности для поддержания усилия до высвобождения и, кроме того, позволяет снизить прилагаемое усилие через некоторый промежуток времени, но перед высвобождением, чтобы уменьшить эффект рывка от высвобождения. Предохранительное средство 70 сброса давления позволяет прикладывать усилие в течение любого необходимого времени без опасения, что произойдет высвобождение, если усилие поддерживать на уровне, при котором предохранительное средство остается закрытым. Флюид, используемый в резервуарах, может быть жидкостью или газом. Компенсатор 62 является опционной деталью. Устройство можно использовать в различной ориентации в скважине в зависимости от выполняемой функции. Хотя показаны четыре скобы 24, можно использовать одну или более скоб. Смещение пружин 36 и 40 можно осуществлять эквивалентными средствами.
Хотя изобретение описано с определенной степенью конкретности, следует понимать, что в детали конструкции и расположение компонентов могут быть внесены многочисленные изменения без отклонения от идеи и объема данного изобретения. Понятно, что изобретение не ограничено приведенными здесь конкретными вариантами выполнения, а ограничено только рамками прилагаемой формулы изобретения, включая полный диапазон эквивалентных понятий, к которым может быть отнесен каждый его элемент.

Claims (27)

1. Устройство для избирательного зацепления внутри скважины с выдерживанием заданного усилия, прилагаемого во время такого зацепления, содержащее оправку, имеющую продольную осевую линию, и гильзу, установленную на оправке и содержащую по меньшей мере одно окно, через которое проходит скоба, установленная с возможностью радиального выдвижения для зацепления внутри скважины и втягивания для высвобождения внутри скважины.
2. Устройство по п.1, в котором гильза установлена с возможностью перемещения относительно оправки.
3. Устройство по п.2, в котором имеется возможность регулирования скорости указанного относительного перемещения.
4. Устройство по п.3, в котором указанное относительное перемещение менее регулируемо в одном направлении, чем в противоположном направлении.
5. Устройство по п.3, в котором указанное регулирование включает пропускание флюида через узел дросселирования.
6. Устройство по п.5, в котором узел дросселирования регулирует поток между резервуарами в одном направлении, а поток между этими резервуарами в противоположном направлении обходит указанный узел дросселирования.
7. Устройство по п.6, в котором указанный обход производится через обратный клапан, установленный в канале между резервуарами, отдельном от второго канала, в котором расположен узел дросселирования.
8. Устройство по п.7, в котором второй канал дополнительно включает предохранительное средство, не допускающее переток между резервуарами, пока не будет достигнуто заданное давление в одном из указанных резервуаров.
9. Устройство по п.3, в котором указанное относительное перемещение между оправкой и гильзой позволяет создать между резервуарами перепад давления, перемещающий флюид из первого резервуара во второй, и указанное регулирование осуществляется за счет узла дросселирования потока между резервуарами.
10. Устройство по п.9, в котором скоба имеет возможность втянуться за счет заданного относительного перемещения, вызванного усилием, приложенным к оправке со скобой, выступающей радиально и введенной в зацепление в скважине, причем узел дросселирования регулирует продолжительность такого относительного перемещения, позволяющего скобе втянуться, с возможностью уменьшения приложенного усилия прежде, чем произойдет втягивание скобы.
11. Устройство по п.1, в котором оправка содержит группу пазов, позволяющих скобе втянуться при приложении направленного в противоположных направлениях усилия к оправке со скобой, введенной внутри скважины в зацепление при нахождении в выдвинутом по радиусу положении.
12. Устройство по п.11, в котором скоба имеет верхний и нижний относительно скважины края и прилегающие к указанным краям опоры, которые по выбору могут находиться между указанными пазами или входить в них.
13. Устройство по п.12, в котором указанные опоры придают скобе в основном U-образную форму.
14. Устройство по п.1, в котором скоба способна противостоять приложенному к оправке тяговому усилию величиной по меньшей мере около 100000 фунтов (45360 кг), когда указанная скоба находится в выдвинутом по радиусу состоянии и в зацеплении внутри скважины.
15. Устройство по п.1, в котором гильза установлена с возможностью смещения в противоположных направлениях.
16. Устройство по п.15, в котором указанное смещение в одном направлении превышает смещение в противоположном направлении.
17. Устройство по п.1, которое работоспособно вне зависимости от того, какой из его краев ориентирован вниз по скважине.
18. Устройство для избирательного зацепления внутри скважины с выдерживанием заданного усилия, прилагаемого во время такого зацепления, содержащее оправку, имеющую продольную осевую линию, по меньшей мере одну скобу, установленную на оправке с возможностью избирательного перемещения в радиальном направлении относительно указанной осевой линии для введения в зацепление и высвобождения внутри скважины, и регулирующий узел для регулирования скорости относительного перемещения между оправкой и скобой при нахождении скобы в зацеплении и приложенном к оправке усилии.
19. Устройство по п.18, в котором регулирующий узел содержит взаимосвязанные резервуары, разделенные расположенным между ними узлом дросселирования потока флюида, причем приложение усилия к оправке со скобой, находящейся в зацеплении внутри скважины, приводит к возникновению потока между указанными резервуарами.
20. Устройство по п.19, в котором указанный узел дросселирования потока установлен в первом канале и имеется второй канал с установленным в нем однопутевым клапаном, формирующим обходной путь.
21. Устройство по п.20, в котором скоба установлена с возможностью прохождения через окно в гильзе, которая установлена с возможностью скольжения на оправке с ограничением скорости относительного перемещения между оправкой и гильзой при движении в одном направлении, когда флюид продавливается через указанный узел дросселирования, и без указанного ограничения при движении в противоположном направлении, когда флюид обходит указанный узел дросселирования и протекает через однопутевой клапан.
22. Устройство по п.21, в котором последовательно с указанным узлом дросселирования установлено предохранительное средство сброса давления с возможностью предотвращения возникновения через него потока до тех пор, пока к оправке со скобой, находящейся в зацеплении внутри скважины, не будет приложено заданное усилие.
23. Устройство по п.21, в котором гильза установлена с возможностью смещения в противоположных направлениях, причем смещение в одном направлении превышает смещение в противоположном направлении.
24. Устройство по п.21, в котором скоба содержит по меньшей мере одну опору, выступающую в направлении оправки, причем оправка содержит по меньшей мере один паз, позволяющий скобе втягиваться вовнутрь по отношению к гильзе при достаточном относительном перемещении между оправкой и гильзой, приводящем к совмещению опоры с пазом.
25. Устройство по п.19, в котором для указанных резервуаров предусмотрена компенсация термического воздействия на находящийся в них флюид и гидростатического давления в скважине.
26. Устройство по п.9, в котором не происходит возникновение указанного давления, перемещающего флюид, если указанное относительное перемещение возникает при прохождении гильзой препятствия в скважине, когда в нее опускают устройство.
Приоритет по пунктам:
12.04.2005 по пп.1-26.
RU2007141579/03A 2005-04-12 2006-04-12 Устройство определения местоположения в скважине с элементом регулирования подачи флюида RU2368777C2 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US11/104,067 US7284606B2 (en) 2005-04-12 2005-04-12 Downhole position locating device with fluid metering feature
US11/104,067 2005-04-12

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2007141579A RU2007141579A (ru) 2009-05-20
RU2368777C2 true RU2368777C2 (ru) 2009-09-27

Family

ID=36797697

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2007141579/03A RU2368777C2 (ru) 2005-04-12 2006-04-12 Устройство определения местоположения в скважине с элементом регулирования подачи флюида

Country Status (8)

Country Link
US (1) US7284606B2 (ru)
CN (1) CN101203659B (ru)
AU (1) AU2006235561B2 (ru)
CA (1) CA2604297C (ru)
GB (1) GB2439505B (ru)
NO (1) NO342366B1 (ru)
RU (1) RU2368777C2 (ru)
WO (1) WO2006110885A1 (ru)

Families Citing this family (35)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7997344B2 (en) * 2007-09-11 2011-08-16 Baker Hughes Incorporated Multi-function indicating tool
US7823637B2 (en) * 2008-01-03 2010-11-02 Baker Hughes Incorporated Delayed acting gravel pack fluid loss valve
US8235114B2 (en) * 2009-09-03 2012-08-07 Baker Hughes Incorporated Method of fracturing and gravel packing with a tool with a multi-position lockable sliding sleeve
US8528641B2 (en) * 2009-09-03 2013-09-10 Baker Hughes Incorporated Fracturing and gravel packing tool with anti-swabbing feature
US8230924B2 (en) * 2009-09-03 2012-07-31 Baker Hughes Incorporated Fracturing and gravel packing tool with upper annulus isolation in a reverse position without closing a wash pipe valve
US8201623B2 (en) * 2009-09-04 2012-06-19 Baker Hughes Incorporated Reduced wear position indicating subterranean tool
US8215395B2 (en) * 2009-09-18 2012-07-10 Baker Hughes Incorporated Fracturing and gravel packing tool with shifting ability between squeeze and circulate while supporting an inner string assembly in a single position
US8191631B2 (en) * 2009-09-18 2012-06-05 Baker Hughes Incorporated Method of fracturing and gravel packing with multi movement wash pipe valve
GB0919097D0 (en) 2009-10-30 2009-12-16 Croda Int Plc Treatment of hard surfaces
US8573326B2 (en) * 2010-05-07 2013-11-05 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus to adjust weight-on-bit/torque-on-bit sensor bias
US8453728B2 (en) * 2010-07-27 2013-06-04 Halliburton Energy Services, Inc. Apparatus and method for depth referencing downhole tubular strings
US8869885B2 (en) 2010-08-10 2014-10-28 Baker Hughes Incorporated Fluid metering tool with feedback arrangement and method
US9057251B2 (en) 2010-10-28 2015-06-16 Weatherford Technology Holdings, Llc Gravel pack inner string hydraulic locating device
US8590628B2 (en) 2011-01-24 2013-11-26 Baker Hughes Incorporated Selective sleeve system and method of moving a sleeve
BR112014016535A8 (pt) * 2012-01-06 2017-07-11 Weatherford Lamb Inc Método de localização hidráulica de uma coluna interna e aparelho de interior do poço
US9850752B2 (en) 2012-06-05 2017-12-26 Halliburton Energy Services, Inc. Hydraulically-metered downhole position indicator
WO2015065332A1 (en) * 2013-10-29 2015-05-07 Halliburton Energy Services, Inc. Hydraulically-metered downhole position indicator
US8770285B2 (en) 2012-08-07 2014-07-08 Halliburton Energy Services, Inc. Systems and methods for locating wellbore servicing tools within a wellbore
EP2882934A4 (en) * 2012-08-07 2016-04-20 Halliburton Energy Services Inc SYSTEMS AND METHOD FOR LOCATING DRILLING MACHINING TOOLS IN A DRILLING HOLE
US9512701B2 (en) 2013-07-12 2016-12-06 Baker Hughes Incorporated Flow control devices including a sand screen and an inflow control device for use in wellbores
US9828837B2 (en) 2013-07-12 2017-11-28 Baker Hughes Flow control devices including a sand screen having integral standoffs and methods of using the same
US10465461B2 (en) 2013-09-16 2019-11-05 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Apparatus and methods setting a string at particular locations in a wellbore for performing a wellbore operation
GB2532692B (en) 2013-09-16 2017-02-01 Baker Hughes Inc Apparatus and methods for locating a particular location in a wellbore for performing a wellbore operation
US9726004B2 (en) 2013-11-05 2017-08-08 Halliburton Energy Services, Inc. Downhole position sensor
WO2015099641A1 (en) 2013-12-23 2015-07-02 Halliburton Energy Services, Inc. Downhole signal repeater
GB2536817B (en) 2013-12-30 2021-02-17 Halliburton Energy Services Inc Position indicator through acoustics
WO2015112127A1 (en) 2014-01-22 2015-07-30 Halliburton Energy Services, Inc. Remote tool position and tool status indication
US9879501B2 (en) 2014-03-07 2018-01-30 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Multizone retrieval system and method
WO2016043702A1 (en) 2014-09-15 2016-03-24 Halliburton Energy Services, Inc. Weight down collet for a downhole service tool
US10072493B2 (en) 2014-09-24 2018-09-11 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Hydraulic injection diagnostic tool
US10151162B2 (en) 2014-09-26 2018-12-11 Ncs Multistage Inc. Hydraulic locator
WO2017079823A1 (en) 2015-11-10 2017-05-18 Ncs Multistage Inc. Apparatuses and methods for locating within a wellbore
US10689950B2 (en) 2016-04-22 2020-06-23 Ncs Multistage Inc. Apparatus, systems and methods for controlling flow communication with a subterranean formation
US10458195B2 (en) * 2016-05-04 2019-10-29 Ncs Multistage Inc. Apparatuses and methods for locating and shifting a downhole flow control member
US20170321495A1 (en) * 2016-05-05 2017-11-09 Baker Hughes Incorporated Heave Compensator for Constant Force Application to a Borehole Tool

Family Cites Families (12)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2999542A (en) * 1957-06-24 1961-09-12 Baker Oil Tools Inc Locator for well casing collar spaces and similar recesses
US3061010A (en) * 1958-08-15 1962-10-30 Mcelheny Locator for collars joining pipe lengths
US3112794A (en) * 1962-01-12 1963-12-03 Baker Oil Tools Inc Locator for casing couplings and the like
US3638723A (en) * 1970-06-22 1972-02-01 Otis Eng Co Locator devices
US3696865A (en) * 1970-09-11 1972-10-10 Shell Oil Co End-of-tubing locator
US3902361A (en) * 1974-05-28 1975-09-02 Billy Ray Watson Collar locator
US4067386A (en) * 1976-07-23 1978-01-10 Dresser Industries, Inc. Casing collar indicator
US4614233A (en) * 1984-10-11 1986-09-30 Milton Menard Mechanically actuated downhole locking sub
US5174375A (en) * 1989-10-10 1992-12-29 Union Oil Company Of California Hydraulic release system
US5092402A (en) * 1990-07-12 1992-03-03 Petro-Tech Tools Incorporated Tubing end locator
US5269374A (en) * 1991-12-17 1993-12-14 Taylor William T Locator method and apparatus
US6736223B2 (en) * 2001-12-05 2004-05-18 Halliburton Energy Services, Inc. Thrust control apparatus

Also Published As

Publication number Publication date
AU2006235561B2 (en) 2010-08-12
GB0719894D0 (en) 2007-11-21
CA2604297A1 (en) 2006-10-19
RU2007141579A (ru) 2009-05-20
CN101203659A (zh) 2008-06-18
GB2439505B (en) 2010-08-18
CN101203659B (zh) 2012-09-05
US7284606B2 (en) 2007-10-23
NO20075587L (no) 2008-01-04
AU2006235561A1 (en) 2006-10-19
CA2604297C (en) 2010-08-31
GB2439505A (en) 2007-12-27
WO2006110885A1 (en) 2006-10-19
US20060225878A1 (en) 2006-10-12
NO342366B1 (no) 2018-05-14

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2368777C2 (ru) Устройство определения местоположения в скважине с элементом регулирования подачи флюида
US6802372B2 (en) Apparatus for releasing a ball into a wellbore
EP1264076B1 (en) Multi-purpose float equipment and method
US7766088B2 (en) System and method for actuating wellbore tools
EP2132406B1 (en) Ball seat assembly and method of controlling fluid flow through a hollow body
US7448446B2 (en) Thru tubing tool and method
US20140326454A1 (en) Methods and apparatus for wellbore construction and completion
US7287603B2 (en) Combined casing expansion/casing while drilling method and apparatus
US10030480B2 (en) Debris barrier assembly
US20160090803A1 (en) Hydraulic locator
AU2009200730B2 (en) Integrated hydraulic setting and hydrostatic setting mechanism
EP2273062A2 (en) Method and apparatus to complete a well having tubing inserted through a valve
RU2637350C1 (ru) Система бурильного яса с обратным клапаном
US20090145605A1 (en) Staged Actuation Shear Sub for Use Downhole
CA2906468C (en) Hydraulic locator
WO2015185905A1 (en) Downhole tool & method
US11384614B2 (en) Pressure balanced running tool
EP2748402B1 (en) Methods of controllably milling a window in a cased wellbore using a pressure differential to cause movement of a mill