RU2440482C1 - Скважинный инструмент для циркуляции текучей среды в стволе скважины, система циркуляции текучей среды в стволе скважины и способ циркуляции текучей среды в стволе скважины (варианты) - Google Patents
Скважинный инструмент для циркуляции текучей среды в стволе скважины, система циркуляции текучей среды в стволе скважины и способ циркуляции текучей среды в стволе скважины (варианты) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2440482C1 RU2440482C1 RU2010125325/03A RU2010125325A RU2440482C1 RU 2440482 C1 RU2440482 C1 RU 2440482C1 RU 2010125325/03 A RU2010125325/03 A RU 2010125325/03A RU 2010125325 A RU2010125325 A RU 2010125325A RU 2440482 C1 RU2440482 C1 RU 2440482C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- piston
- fluid
- dividing
- internal
- hole
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 90
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 15
- 230000033001 locomotion Effects 0.000 claims abstract description 18
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 claims abstract description 14
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 claims description 10
- 230000003993 interaction Effects 0.000 claims description 5
- 238000003825 pressing Methods 0.000 claims description 5
- 230000006835 compression Effects 0.000 claims 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 claims 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 39
- 238000007667 floating Methods 0.000 description 4
- 230000008569 process Effects 0.000 description 4
- 125000006850 spacer group Chemical group 0.000 description 4
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 3
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 3
- 230000009471 action Effects 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 230000000750 progressive effect Effects 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 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
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/10—Valve arrangements in drilling-fluid circulation systems
- E21B21/103—Down-hole by-pass valve arrangements, i.e. between the inside of the drill string and the annulus
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B23/00—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing or removing tools, packers or the like in boreholes or wells
- E21B23/004—Indexing systems for guiding relative movement between telescoping parts of downhole tools
- E21B23/006—"J-slot" systems, i.e. lug and slot indexing mechanisms
-
- 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
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Multiple-Way Valves (AREA)
- Lift Valve (AREA)
- Arrangements For Transmission Of Measured Signals (AREA)
Abstract
Группа изобретений относится в основном к устройству и способу для выборочной подачи текучей среды в ствол скважины. Обеспечивает выборочную циркуляцию текучей среды внутри ствола скважины, возможность непрерывного привода клапана, уменьшение хода клапана. Скважинный циркуляционный переводник или клапан включает трубчатый корпус, имеющий внешнее отверстие, и клапанный поршень, установленный с возможностью скольжения внутри корпуса. Первичная траектория движения текучей среды проходит через внутреннее расходное отверстие корпуса и клапанный поршень. В первом положении клапанный поршень перекрывает внешнее отверстие для разрыва связи текучей средой между внутренним расходным отверстием и кольцевым зазором ствола скважины. Во втором положении клапанный поршень перемещается для блокирования внутреннего расходного отверстия и соединения внешнего отверстия с внутренним отверстием и установления связи текучей средой между внутренним расходным отверстием и кольцевым зазором скважины. Делительный механизм закреплен между корпусом и клапанным поршнем для направления перемещений клапанного поршня между первым и вторым положениями. В вариантах осуществления делительный механизм содержит поворотный элемент. 4 н. и 20 з.п. ф-лы, 13 ил.
Description
Область техники, к которой относится изобретение
Данное изобретение относится в основном к устройству и способу для выборочной подачи текучей среды в ствол скважины. В частности, настоящее изобретение относится к переводнику или клапану, выполненному с возможностью выборочной и непрерывной подачи и способу его применения в операциях, связанных с созданием ствола скважины, включающих бурение, расширение, операции по увеличению дебита скважины, прочистку, ловильные работы и установку пакера.
Уровень техники
При бурении нефтяной или газовой скважины сначала производят бурение предварительного отверстия, а затем над предварительным отверстием устанавливают буровую установку. Бурильная труба скрепляется с забойным узлом, который обычно включает буровое долото, воротники бура, стабилизаторы, расширители и прочие различные муфты, в результате чего формируется бурильная колонна. Бурильная колонна соединяется с ведущей бурильной трубой и с буровым ротором, и затем опускается в предварительное отверстие. Когда буровое долото достигает основания первоначального отверстия, подается питание на буровой ротор и может быть начат процесс бурения. В процессе бурения для смазывания и охлаждения бурильного долота, а также для обеспечения транспортирования и удаления продуктов бурения из ствола через буровую трубу производится циркуляция бурового или глинистого раствора. Буровой раствор также может служить источником гидравлической мощности для забойного турбинного двигателя. После выхода из бурового долота буровой раствор поднимается вверх по скважине через кольцевой зазор, образованный буровой колонной и стволом скважины, или через кольцевой зазор ствола скважины.
При операциях бурения может оказаться желательным периодически прерывать подачу бурового раствора к забойному узлу и отклонять буровой раствор от внутренней части бурильной колонны через гидравлический канал к кольцевому зазору над забойным узлом в обход забойного узла. Например, забойный турбинный двигатель или буровое долото забойного узла имеют свойство ограничивать допустимые расходы циркуляции текучей среды. Обход забойного узла обеспечивает установление в кольцевом зазоре более высоких скоростей циркуляции. Это особенно полезно в приложениях, в которых требуется получение более высоких скоростей циркуляции для обеспечения хорошей транспортировки продуктов бурения и очистки скважины перед извлечением бурильной колонны. Через некоторый промежуток времени подача бурового раствора к забойному узлу может быть возобновлена. Такое перенаправление потока бурового раствора обычно достигается за счет применения циркуляционного переводника или клапана, установленного на бурильной колонне над буровым долотом.
Типовые циркуляционные переводники могут приводиться в действие ограниченное число циклов привода за одно перемещение вниз по скважине. Например, типовой циркуляционный переводник может выборочно открываться три или четыре раза, после чего требуется его извлечение из скважины и переустановка. Подобный инструмент работает за счет использования сочетания деформируемых сбрасываемых шаров и жестких сбрасываемых шаров меньшего размера, обеспечивающих направление потока текучей среды либо от инструмента к кольцевому зазору скважины или через инструмент. После прохождения каждым шаром через инструмент он принимается устройством для приема шаров, установленное около расположенного спереди по длине скважины края инструмента. Недостатком такого циркуляционного переводника является то, что инструмент может приводиться в действие за счет сброса шара только ограниченное число раз или до момента заполнения устройства для приема шаров. При заполнении устройства для приема шаров инструмент необходимо извлечь на поверхность для разгрузки. После опустошения устройства для приема шаров инструмент может быть вновь помещен внутрь скважины для последующего использования. Таким образом, для циркуляции текучей среды в стволе скважины требуется многократное извлечение инструмента на поверхность для разгрузки и последующее помещение инструмента обратно внутрь скважины для последующего использования, что является затратным и трудоемким процессом. Кроме того, подобные циркуляционные втулки не обеспечивают адекватную работу в загрязненных текучих средах, включающих утекший циркуляционный материал, а также они не включают открытых внутренних диаметров для размещения проходных инструментов или уплотняющих элементов.
Так, существует потребность в разработке экономически эффективного устройства и способа выборочной циркуляции текучей среды внутри ствола скважины, включающего возможности непрерывного привода клапана и уменьшения хода клапана.
Раскрытие изобретения
Скважинный циркуляционный переводник или клапан включает трубчатый корпус с внешним отверстием и клапанный поршень, размещенный в корпусе с возможностью поступательного перемещения. Первичная траектория движения текучей среды проходит через внутреннее расходное отверстие в корпусе и поршне клапана. В первом положении поршень клапана перекрывает внешнее отверстие и прерывает связь текучей средой между внутренним расходным отверстием и кольцевым зазором ствола скважины. Во втором положении поршень клапана перекрывает внутреннее расходное отверстие и соединяет внешнее отверстие с внутренним расходным отверстием, обеспечивая связь текучей средой между внутренним расходным отверстием и кольцевым зазором ствола скважины. В некоторых вариантах осуществления изобретения циркуляционный переводник может выборочно включать в себя группу протоков, включающих первичный проток через переводник, вторичный проток в обход расположенного на седле шарика и далее через переводник, а также обводной проток, в котором текучая среда отклоняется к кольцевому зазору ствола скважины.
В некоторых вариантах осуществления изобретения между корпусом и поршнем клапана устанавливается делительный механизм для перемещения поршня клапана между первым и вторым положениями. В некоторых вариантах осуществления изобретения делительный механизм включает поворотный элемент. В некоторых вариантах осуществления изобретения поворотный элемент делительного механизма поворачивается независимо от корпуса и клапана поршня. В некоторых вариантах осуществления изобретения поворотный элемент делительного механизма может применяться для непрерывного перемещения поршня клапана между первым и вторым положениями за одно перемещение по стволу скважины. В некоторых вариантах осуществления изобретения поршень клапана и делительный механизм приводятся в действие за счет изменения давления текучей среды в циркуляционном переводнике.
Краткое описание чертежей
Для более подробного описания вариантов осуществления изобретения приводятся ссылки на прилагаемые чертежи, на которых:
Фиг.1 - схематическое изображение сечения приводимого в качестве примера участка буровой колоны, на котором могут применяться различные варианты осуществления циркуляционного переводника согласно излагаемым здесь принципам;
Фиг.2 - увеличенный вид соединения верхнего переводника и циркуляционного переводника, показанного на Фиг.1;
Фиг.3 - увеличенный вид соединения циркуляционного переводника и нижнего переводника, показанного на Фиг.1;
Фиг.4 - увеличенный вид верхнего участка циркуляционного переводника, показанного на Фиг.1.
Фиг.5 - увеличенный вид среднего участка циркуляционного переводника, показанного на Фиг.1;
Фиг.6 - увеличенный вид нижнего участка циркуляционного переводника, показанного на Фиг.1;
Фиг.7 - циркуляционный переводник, показанный на Фиг.1, в транспортном положении;
Фиг.8 - пространственный вид делительного устройства циркуляционного переводника, показанного на Фиг.7, в транспортном положении;
Фиг.9 - циркуляционный переводник, показанный на Фиг.1, в проходном положении;
Фиг.10 - пространственный вид делительного устройства циркуляционного переводника, показанного на Фиг.9, в проходном положении;
Фиг.11 - пространственный вид делительного устройства циркуляционного переводника, показанного на Фиг.10, в положении перезагрузки;
Фиг.12 - циркуляционный переводник, показанный на Фиг.1, в обводном положении;
Фиг.13 - пространственный вид делительного устройства циркуляционного переводника, показанного на Фиг.12, в обводном положении.
Осуществление изобретения
На нижеследующих чертежах и в описании подобные детали обычно имеют одинаковые цифровые обозначения по всему тексту описания и на всех чертежах. Фигуры чертежей не всегда выполнены в масштабе. Некоторые элементы изобретения показаны в утрированном масштабе или в несколько схематизированном виде, некоторые детали стандартных элементов могут быть не показаны для упрощения и понятности. Настоящее изобретение может быть выполнено в виде вариантов осуществления различных форм. Для конкретных вариантов осуществления изобретения приведено подробное описание и они показаны на чертежах, при этом следует понимать, что настоящее описание следует рассматривать в качестве примера, демонстрирующего принципы изобретения, а не в качестве ограничивающего изобретение, проиллюстрированными и описанными вариантами. Следует понимать, что различные положения вариантов осуществления изобретения, описанные ниже, могут применяться отдельно или в любом подходящем сочетании для достижения требуемого эффекта.
В нижеследующем описании и в пунктах формулы изобретения термины "включающий" и "содержащий" используются в расширительном смысле и, таким образом, должны интерпретироваться как "включающий, но не ограничивающийся". За исключением особо оговоренных случаев любое использование любой формы терминов "соединять", "входить в контакт", "связывать", "прикреплять" или любого другого термина, описывающего взаимодействие элементов не имеет целью ограничивать взаимодействие непосредственным взаимодействием элементов и может также включать косвенное взаимодействие между описываемыми элементами. Указания на направление вверх или вниз приводятся в описании при использовании терминов "вверх", "верхний", "в направлении вверх" или "вверх по ходу" означают направление к поверхности скважины, а термины "вниз", "нижний", "в направлении вниз" или "вниз по ходу" означают направление к концу скважины, независимо от ориентации скважины. Различные характеристики, упомянутые выше, а также прочие признаки и характеристики, более подробно описанные ниже, станут понятны специалистам в данной области техники из нижеследующего подробного описания вариантов осуществления изобретения и прилагаемых чертежей.
На Фиг.1 схематически показан пример одного из многих участков бурильной колонны, на которых может применяться циркуляционный переводник или клапан и соответствующие способы, описываемые здесь. Кроме того, в настоящем описании предусматриваются прочие транспортные средства, такие как применяемые при осуществлении при операциях по увеличению дебита скважины. Бурильная колонна использована для облегчения детализации различных вариантов осуществления изобретения, излагаемых в данном документе. Бурильная колонна 100 включает циркуляционный переводник 105, верхний край 115 которого связан с верхним циркуляционным переводником 110, а нижний край 125 связан с нижним циркуляционным переводником 120. Как будет описано в данном документе, циркуляционный переводник 105 выполнен с возможностью выборочного и непрерывного привода, поэтому он может быть также назван многоцикловым циркуляционным переводником. Многоцикловой циркуляционный переводник 105 включает расходное отверстие 135. Соединение верхнего переводника 110 и нижнего переводника с многоцикловым циркуляционным переводником 105 обеспечивает первичную траекторию 130 движения текучей среды, который также связан текучей средой с траекторией движения текучей среды в бурильной колонне 100.
Как подробно описывается ниже, многоцикловой циркуляционный переводник 105 выполнен с возможностью нахождения в различных положениях, в которых обеспечивается проход текучей среды по одной из траекторий группы траекторий. В первом или "транспортном" положении текучая среда проходит по траектории 130 от верхнего переводника 110 через многоцикловой циркуляционный переводник 105 через расходное отверстие 135 к нижнему переводнику 120 и другим элементам, которые могут располагаться спереди по ходу скважины от нижнего переводника 120, таким как бурильное долото. В альтернативном варианте, когда многоцикловой циркуляционный переводник 105 находится во втором или проходном положении, текучая среда проходит по траектории 130 в верхнем переводнике 110 вокруг шарика 245 и через отверстия 260, и в конце возвращается в проходное отверстие 135 и вновь попадает на траекторию 130 к нижнему переводнику 120 и другим нижним элементам. В еще одном возможном положении, когда многоцикловой циркуляционный переводник 105 находится в третьем или "перепускном" положении, текучая среда отклоняется от траектории 130 через траекторию 132 движения в многоцикловом циркуляционном переводнике 105 к кольцевому зазору 145 ствола скважины, расположенному между участком 100 бурильной колонны и окружающей породой 147. В некоторых вариантах осуществления изобретения, отведение траектории через многоцикловой циркуляционный переводник 105 обеспечивается за счет наличия одного или большего числа отверстий 140. После попадания в кольцевой зазор 145 ствола скважины текучая среда возвращается на поверхность в обход нижнего переводника 120 и прочих элементов, которые могут располагаться спереди по ходу скважины от нижнего переводника 120. Делительный механизм 165 обеспечивает перемещение многоциклового циркуляционного переводника 105 между этими различными конфигурациями или положениями.
На Фиг.2 показан увеличенный вид соединения верхнего переводника 110 и многоциклового циркуляционного переводника 105, показанного на Фиг.1. Как показано на фигуре, верхний переводник 110 и верхний край 115 многоциклового циркуляционного переводника 105 соединяются посредством резьбового соединения 112. В альтернативных вариантах осуществления изобретения элементы 120, 105 могут соединяться другими средствами, известными в данной области техники.
Возвращаясь к Фиг.1, проведем описание деталей многоциклового циркуляционного переводника 105 с дополнительными ссылками на увеличенные виды верхнего, среднего и нижнего участков многоциклового циркуляционного переводника 105, показанные на Фиг.4, 5 и 6 соответственно. Как показано на Фиг.1, многоцикловой циркуляционный переводник 105 включает корпус клапана или корпус 150, плавающий поршень 155, сердечник 160 клапана, делительный механизм 165 и имеющий отверстие клапанный поршень 170, установленный с возможностью поступательного перемещения в корпусе 150. Корпус 150 клапана многоциклового циркуляционного переводника 105 присоединен к верхнему переводнику 110 посредством резьбового соединения 112, а к нижнему переводнику 120 посредством резьбового соединения 122, как описано выше со ссылками на Фиг.2 и 3. От расположенного вверху ствола скважины края 115 до расположенного внизу ствола скважины края 125 соосно с корпусом 150 клапана расположены имеющий отверстие клапанный поршень 170, делительное устройство 165 и плавающий поршень 155. Сердечник 160 клапана расположен соосно с клапанным поршнем 170, делительным устройством 165 и плавающим поршнем 155 между верхним переводником 110 и нижним переводником 120. В некоторых вариантах осуществления изобретения сердечник 160 клапана, клапанный поршень 170 и прочие аналогичные элементы представлены на фигурах в виде цилиндров, полых элементов или втулок.
Делительное устройство 165 включает группу взаимосвязанных элементов, сочетание которых обеспечивает выборочное перемещение многоциклового циркуляционного переводника 105 в различные положения, обеспечивающие прохождение текучей среды через многоцикловой циркуляционный переводник 105 по траектории 130 или отвод потока текучей среды от многоциклового циркуляционного переводника 105 по траектории 132. Как будет описано ниже, выборочное переключение положений и траекторий обеспечивается непрерывно в процессе перемещения вниз по стволу скважины и не ограничено заранее определенным числом переключений. Как показано на Фиг.4, 5 и 6, делительное устройство 165 включает делительное кольцо 175, делительное зубчатое кольцо 180, большую пружину 185, малую пружину 190, шлицевую втулку 195 и распорную втулку 200. Шлицевая втулка 195 скреплена с внутренней стороной корпуса 150 таким образом, что она установлена неподвижно в окружном и осевом направлениях относительно корпуса 150. Делительное кольцо 175 установлено с возможностью окружного и осевого перемещения относительно корпуса 150 и поршня 170, малая пружина 190 поджимает делительное кольцо 175 к шлицевой втулке 195. Большая пружина 185 обеспечивает направленное вверх поджимающее усилие на поршень 170. Прочие взаимосвязи и принцип работы делительного устройства 165 описаны ниже.
Способ перемещения элементов многоциклового циркуляционного переводника 105 относительно друг друга будет понятен из описания различных положений, которые может принимать многоцикловой циркуляционный переводник 105. В вариантах осуществления изобретения, показанных на Фиг.1-13, приведена группа положений, которые может принимать многоцикловой циркуляционный переводник 105 для обеспечения работы группы траекторий: транспортное положение, проходное положение и перепускное положение. Транспортное положение относится к положению многоциклового циркуляционного переводника 105, которое он принимает при спуске в ствол скважины, и в котором он обеспечивает прохождение бурового раствора по траектории 130, как показано на Фиг.7 и 8. Проходное положение многоциклового циркуляционного переводника 105 обеспечивает прохождение бурового раствора по траектории 130 с небольшим отклонением вокруг блокирующего элемента 245 и далее через отверстия 260. Эта траектория движения текучей среды показана на Фиг.9 и 10. Перепускное положение многоциклового циркуляционного переводника 105 обеспечивает отклонение бурового раствора от траектории 130 в верхнем переводнике 110 к кольцевому зазору 145 ствола скважины по траектории 132 через отверстия 140. Перепускное положение многоциклового циркуляционного переводника 105 показано на Фиг.12 и 13.
На Фиг.7 показан многоцикловой циркуляционный переводник 105 в начальном транспортном положении. В этом положении сердечник 160 клапана расположен между клапанным поршнем 170 и нижним переводником 120 с небольшим зазором 205, показанном на Фиг.1, 6 и 7, между сердечником 160 клапана и нижним переводником 120. Верхняя часть 171 клапанного поршня 170 упирается в выступ 173, а корпус клапанного поршня 170 блокирует или перекрывает внешние отверстия 140, обеспечивая, таким образом, беспрепятственное прохождение текучей среды по первичной траектории 130 сквозь инструмент. При перемещении многоциклового циркуляционного переводника 105 вниз по стволу скважины делительное устройство 165 также принимает начальное транспортное положение, как показано на Фиг.8.
Как показано на Фиг.8, делительное кольцо 175, делительное зубчатое кольцо 180 и шлицевая втулка 195 расположены соосно с клапанным поршнем 170 с зазором 215 между выступом 220 клапанного поршня 170 и делительным кольцом 175. Делительное кольцо 175 включает один или большее число коротких пазов 230, распределенных по его периметру. Делительное кольцо 175 также включает один или большее число длинных пазов 230, которые распределены по его периметру и чередуются с короткими пазами 225. Между каждым коротким пазом 225 и каждым длинным пазом 230 нижний край 240 делительного кольца 175 является угловым и образует скошенную поверхность. Делительное кольцо 175 может называться делительным пазом.
Шлицевая втулка 195 включает массив угловых выступов 235, идущих от верхнего края шлицевой втулки 195, а соответствующие шлицы 198 идут вдоль внутренней поверхности шлицевой втулки 195. Каждый выступ 235 и шлиц 198 шлицевой втулки 195 имеет размеры, обеспечивающие вхождение в каждый короткий паз 225 и каждый длинный паз 230 делительного кольца 175. Когда делительное устройство 165 принимает транспортное положение, как показано на Фиг.8, каждый выступ 235 взаимодействует с угловой поверхностью 240 между короткими пазами 225 и длинными пазами 230 и образует сопрягаемые скошенные поверхности между шлицевой втулкой 195 и делительным кольцом 175.
После установки многоциклового циркуляционного переводника 105 в стволе скважины в транспортном положении может потребоваться отклонение траектории 130 текучей среды в кольцевой зазор 145. Сначала необходимо произвести переключение многоциклового циркуляционного переводника 105. Как показано на Фиг.1, шарик 245 сбрасывается или выпускается в бурильную колонну, соединенную с верхним переводником 110 инструмента 100. Шарик 245 переносится буровым раствором вдоль бурильной колонны через верхний переводник 110 к многоцикловому циркуляционному переводнику 105, где как показано на Фиг.4, шарик 245 опускается на седло 250 шарика в верхнем конце 171 клапанного поршня 170. После размещения на седле, шарик 245 препятствует прохождению потока бурового раствора через впускное отверстие 257 клапанного поршня 170 и обеспечивает перепад давлений, переключающий многоцикловой циркуляционный переводник 105. Хотя в данном примере осуществления изобретения для переключения многоциклового циркуляционного переводника 105 применяется шарик 245, в альтернативном варианте осуществления изобретения могут применяться прочие блокирующие элементы, известные в данной области техники, например, для переключения многоциклового циркуляционного переводника 105 может применяться долотообразный элемент.
Как показано на Фиг.5, под действием силы давления потока бурового раствора, на пути которого возникло сопротивление, клапанный поршень 170 перемещается вниз, прижимая большую пружину 185 к выступу 202 распорной втулки 200. Распорная втулка 200 упирается в выступ 210 сердечника 160 клапана. Таким образом, сжимающее усилие от клапанного поршня 170 передается через большую пружину 185 и распорную втулку 200 к сердечнику 160 клапана, который на резьбе 162 установлен в корпусе клапана 150 выше зазора 205, как показано на Фиг.6. Происходит затяжка сердечника 160 клапана на резьбе 162, и при дальнейшей работе многоциклового циркуляционного переводника 105 он остается неподвижной.
Дальнейшее поступательное перемещение клапанного поршня 170 вниз под действием силы давления бурового раствора также приводит к прижатию малой пружины 190 (см. Фиг.4) к делительному кольцу 175 и перекрытию зазора 215 (см. Фиг.8) между выступом 220 клапанного поршня 170 и делительным кольцом 175. Как показано на Фиг.8, после перекрытия зазора 215 и упора выступа 220 клапанного поршня 170 в делительное кольцо 175 дальнейшее поступательное перемещение клапанного поршня 170 вниз вызывает перемещение нижних скошенных поверхностей 240 делительного кольца вдоль сопряженных с ними скошенных выступов 235 шлицевой втулки 195. По мере перемещения поверхностей 240 вдоль скошенных выступов 235 делительное кольцо 175 поворачивается вокруг клапанного поршня 170 относительно шлицевой втулки 195 до тех пор, пока все выступы 235 шлицевой втулки 195 не полностью взаимодействуют со скошенными пазами 225 делительного кольца 175. Таким образом происходит окончательное переключение многоциклового циркуляционного переводника 105, как показано на Фиг.10.
Как показано на Фиг.10, после полного взаимодействия всех выступов 235 шлицевой втулки 195 с короткими пазами 225 делительное кольцо 175 удерживается от дальнейшего вращения, и имеющий отверстие клапанный поршень 170 удерживается делительным кольцом 175 от дальнейшего поступательного перемещения вниз относительно сердечника 160 клапана. Такое положение делительного устройства 165 соответствует проходному положению многоциклового циркуляционного переводника 105, показанному на Фиг.9. Делительное кольцо 175 установлено неподвижно в окружном направлении относительно взаимодействующего выступа 235 и паза 225 и зафиксировано от осевых перемещений за счет упора выступа 220 поршня в шлицевую втулку 195 (которая установлена неподвижно на корпусе 150).
Как показано на Фиг.9, шарик 245 продолжает блокировать проход потока бурового раствора через впускное отверстие 257 клапанного поршня 170. Смещенный вниз клапанный поршень 170 также продолжает перекрывать внешние отверстия 140 и прерывает связь текучей средой между траекторией 130 движения текучей среды и кольцевым зазором 145 ствола скважины. Таким образом, буровой раствор обтекает шарик 245 и проходит через одно отверстие или большее число отверстий 260 на внутреннем диаметре (см. также Фиг.4) в клапанный поршень 170, определяя вторичный внутренний поток, показанный стрелками 136. После прохождения через отверстия 260 внутреннего диаметра буровой раствор проходит через расходное отверстие 135 многоциклового циркуляционного переводника 105 к нижнему переводнику 120 и любым элементам, которые могут располагаться в скважине ниже нижнего переводника 120. Так, при нахождении многоциклового циркуляционного переводника 105 в проходном положении, обеспечивается прохождение бурового раствора от верхнего переводника 110 через инструмент 105 к нижнему переводнику 120.
При необходимости отклонения всего или части потока бурового раствора к нижнему переводнику 120 и/или любым элементам, расположенным ниже по скважине, чем нижний переводник 120, таким как забойный турбинный двигатель или буровое долото, многоцикловой циркуляционный переводник 105 может быть при необходимости переведен из проходного положения в перепускное положение. Для такого изменения конфигурации многоциклового циркуляционного переводника 105 сначала производится уменьшение или прерывание потока к многоцикловому циркуляционному переводнику 105 для переустановки делительного устройства 165. Снижение расхода бурового раствора снимает направленное вниз силу давления на клапанный поршень 170. При отсутствии данной силы давления большая пружина 185 распрямляется, вызывая перемещение делительного кольца 175 и клапанного поршня 170 вверх (см. Фиг.4). В то же время отсутствие силы давления позволяет разжаться малой пружине 190, что вызывает перемещение клапанного поршня 170 вверх относительно делительного кольца 175 (Фиг.4). После распрямления малой пружины 190 и большой пружины 185 делительное устройство 165 переустанавливается в положение, показанное на Фиг.11. В отличие от положения, показанного на Фиг.8, делительное кольцо 175 может совершать небольшие повороты, а соответствующие скошенные поверхности конца 240 делительного кольца и выступы 235 выравниваются, обеспечивая перемещение по ним шлицевой втулки 195 в длинные пазы 230, а не в короткие пазы 225.
После переустановки делительного устройства 165 расход бурового раствора через участок 100 бурильной колонны может быть увеличен или восстановлен для перевода многоциклового циркуляционного переводника 105 и делительного устройства в перепускное положение. Как и в предыдущем случае, сила давления бурового раствора, действующая на имеющий сопротивление клапанный поршень 170 вызывает перемещение поршня 170 вниз, прижимая малую пружину 190 (см. Фиг.4) к делительному кольцу 175 и полностью перекрывая зазор 215 (Фиг.8) между выступом 220 клапанного поршня 170 и делительным кольцом 175.
После перекрытия зазора 215 и упора выступа 220 клапанного поршня 170 в делительное кольцо 175, дальнейшее поступательное перемещение клапанного поршня 170 вниз вызывает скольжение скошенных поверхностей 240 делительного кольца 175 вдоль скошенных выступов 235 шлицевой втулки 195. По мере скольжения скошенных поверхностей 240 вдоль выступов 235, делительное кольцо 175 поворачивается из положения, показанного на Фиг.11, вокруг поршня 170 относительно шлицевой втулки 195 до тех пор, пока все выступы 235 не взаимодействуют с длинными пазами 230 делительного кольца 175. Как показано на Фиг.11, выступы 235 располагаются напротив шлицев 172 клапанного поршня 170. После того как все выступы 235 шлицевой втулки 195 взаимодействуют с длинными пазами 230 делительного кольца 175, длинные пазы 230 выравниваются в осевом направлении с выступами 235 и пазами 172, и дальнейший поворот делительного кольца 175 прекращается.
Как показано на Фиг.13, нагруженный давлением клапанный поршень 170 продолжает поступательное перемещение вниз относительно неподвижной шлицевой втулки 195, поскольку выступы 235 выровнены с длинными пазами 230 и пазами 172. Длинные пазы 230 и пазы 172 перемещаются вокруг шлицев 198, пока клапанный поршень 170 не достигнет положения в шлицевой втулке 195, показанного на Фиг.13, в котором выступ 178 клапанного поршня (Фиг.4, 9 и 12) контактирует с выступом 164 сердечника клапана, обеспечивая предельный упор клапанного поршня 170 в сердечник 160. Это положение делительного устройства 165 соответствует перепускному положению многоциклового циркуляционного переводника 105, показанному на Фиг.12.
Как показано на Фиг.12, когда многоцикловой циркуляционный проводник 105 принимает перепускное положение, шарик 245 продолжает блокировать поток бурового раствора через впускное отверстие 257 клапанного поршня 170. Кроме того, отверстия 260 внутреннего диаметра клапанного поршня 170 перемещаются ниже верхнего края сердечника 160 клапана таким образом, что сердечник 160 клапана теперь блокирует отверстия 260. Одновременно с этим отверстия 140 внешнего диаметра корпуса 150 клапана открываются для потока текучей среды, проходящей вокруг шарика 245, за счет смещения вниз клапанного поршня 170. За счет блокирования впускного отверстия 257, ведущего к клапанному поршню 170, при помощи шарика 245 и блокирования отверстий 260 сердечником 160 клапана буровой раствор проходит вокруг шарика 245 и отклоняется от траектории 130 к траектории 132 через отверстия 140 в кольцевой зазор 145 ствола скважины в обход нижнего переводника 120 и любых элементов, расположенных в скважине ниже нижнего переводника 120.
Для восстановления расхода бурового потока по траектории 130 через расходное отверстие 135 многоциклового циркуляционного переводника 105 производится прерывание расхода бурового раствора для обеспечения переустановки делительного устройства 165, как описано выше, в положение, приведенное на Фиг.8. После переустановки делительного устройства 165 производится возобновление расхода бурового потока для поворота делительного устройства 165 и фиксации в проходном положении (см. Фиг.10) и перевода многоциклового циркуляционного переводника 105 в проходное положение (см. Фиг.9), что вызывает поступательное перемещение клапанного поршня 170 относительно сердечника 160 клапана таким образом, что отверстия 260 внутреннего диаметра больше не блокируются сердечником 160 клапана, а отверстия 140 больше не являются открытыми. Буровой раствор затем движется по траектории 130/136 через многоцикловой циркуляционный переводник 105 к нижнему переводнику 120.
Через некоторый интервал времени может потребоваться повторное отклонение бурового раствора от траектории 130 через многоцикловой циркуляционный переводник 105 по траектории 132 через отверстия 140 корпуса 150 клапана в кольцевой зазор 145 ствола скважины. Вновь производится прекращение расхода бурового раствора для обеспечения перевода делительного устройства 165 в положение, показанное на Фиг.11. После переустановки делительного устройства возобновляется подача бурового раствора для поворота делительного устройства 165 и фиксации его в перепускном положении (см. Фиг.13) и перевода многоциклового циркуляционного переводника 105 в перепускное положение (см. Фиг.12), что вызывает перемещение клапанного поршня 170 относительно сердечника 160 клапана таким образом, что отверстия 260 внутреннего диаметра блокируются сердечником 160 клапана, а отверстия 140 внешнего диаметра корпуса 150 клапана открываются. Затем производится отклонение бурового раствора от траектории 130 к траектории 132 через отверстия 140 внешнего диаметра в кольцевой зазор 145 ствола скважины.
При перемещениях в описанных вариантах осуществления изобретения делительное зубчатое кольцо 180 выполняет несколько функций. В положениях переустановки, таких как показанные на Фиг.8 и 11, делительное зубчатое кольцо 180 не допускает поворота клапанного поршня 170 за счет того, что шлицы 198 постоянно взаимодействуют с пазами делительного зубчатого кольца 180, а зубья делительного зубчатого кольца 180 взаимодействуют со скошенными поверхностями делительного кольца 175. Кроме того, делительное зубчатое кольцо 180 смещает делительное кольцо 175 в следующее положение при возврате делительного кольца 175 под действием усилия малой пружины 190. В некоторых вариантах осуществления изобретения делительное зубчатое кольцо 180 может удерживаться от поворота или осевого перемещения при помощи винтов с головкой. Осевое усилие, прикладываемое к делительному зубчатому кольцу 180, может восприниматься уступом делительного зубчатого кольца 180, а противоположное осевое усилие от большой пружины 185 противодействует этому усилию и перемещает делительное зубчатое кольцо 180 в сторону клапанного поршня 170, за счет чего винты с головкой подвергаются малой суммарной осевой нагрузке.
Как описано выше, многоцикловой циркуляционный переводник 105 может выборочно переводиться либо в проходное положение, либо в перепускное положение за счет прерывания и возобновления расхода бурового раствора к многоцикловому циркуляционному переводнику 105. Кроме того, многоцикловой циркуляционный переводник 105 может таким образом переводиться в разные положения неограниченное число раз без необходимости возврата инструмента на поверхность. Это позволяет существенно снизить временные и стоимостные затраты при проведении операций со стволом скважины, в которых используется многоцикловой циркуляционный переводник 105, по сравнению с затратами, возникающими при проведении операций с использованием традиционных циркуляционных переводников.
В приведенных в качестве примеров вариантах осуществления многоциклового циркуляционного переводника 105, показанных на Фиг.1-13, многоцикловой циркуляционный переводник 105 выполнен с возможностью перевода в одно из двух положений после переключения при помощи делительного устройства. Однако в других вариантах осуществления изобретения многоцикловой циркуляционный переводник 105 может принимать три или большее число положений после переключения за счет включения дополнительных пазов переменной длины по периметру делительного кольца 175 делительного устройства 165.
В вариантах осуществления многоциклового циркуляционного переводника 105, показанных на Фиг.1-13, многоцикловой циркуляционный переводник 105 может приводиться в требуемое положение за счет приложения силы давления бурового раствора. Однако в других вариантах осуществления изобретения многоцикловой циркуляционный переводник 105 может приводиться при помощи механических средств, включающих, например, трос, физически соединенный с клапанным поршнем 170, конфигурация которого обеспечивает требуемое перемещение поршня 170. В альтернативном варианте клапанный поршень может воспринимать повышенную механическую нагрузку, такую как нагрузка от сброса тяжелого стержня на верхнюю часть клапанного поршня. Прочие средства привода многоциклового циркуляционного переводника 105 и делительного устройства, описанные в данном документе, могут применяться в различных вариантах осуществления изобретения.
Варианты осуществления изобретения, описанные в данном документе, могут применяться в средах, включающих текучие среды с потерянным циркуляционным материалом. Например, расположение отверстий 260 внутреннего диаметра и отверстий 140 внешнего диаметра исключает образование участков стагнации потока из-за наличия каких-либо избыточных зазоров, в результате которого может происходить сбор частиц и засорение инструмента. Кроме того, в некоторых вариантах осуществления изобретения делительное устройство 165 располагается в масляной камере. Как показано на Фиг.4, масляная камера проходит от участка между отверстиями 140 внешнего диаметра и точкой 174 вниз к плавающему поршню 155, показанному на Фиг.5, и окружает делительное устройство 165, в том числе и пружины 185, 190. Делительное устройство 165 не подвергается воздействию текучих сред скважины. В результате внутренние элементы многоциклового циркуляционного переводника 105 могут находиться в гидростатическом равновесии, а также быть в равновесии по отношению к перепаду давлений, что позволяет многоцикловому циркуляционному переводнику 105 менять положение только при достижении заданного расхода потока.
Хотя были показаны и описаны предпочтительные варианты осуществления изобретения, специалист в данной области техники может произвести их модификацию, не выходящую за пределы объема или положений данного документа. Варианты, описанные в данном документе, носят исключительно иллюстративный характер и не являются ограничивающими. Возможно выполнение различных вариантов и модификаций системы и устройства, которые находятся в пределах объема изобретения. Соответственно объем защиты не ограничивается вариантам осуществления изобретения, описанными в данном документе, а ограничивается только формулой изобретения, приведенной ниже, объем которой включает все эквиваленты предмета формулы изобретения.
Claims (24)
1. Скважинный инструмент для циркуляции текучей среды в стволе скважины, включающий трубчатый корпус, снабженный внешним отверстием, поршень, установленный с возможностью скольжения внутри корпуса, внутреннее расходное отверстие, проходящее через корпус и поршень, через которое проходит первичная траектория движения текучей среды, при этом поршень имеет первое положение, в котором внешнее отверстие выполнено перекрываемым от первичной траектории движения текучей среды, и второе положение, в котором блокируется первичная траектория движения текучей среды и открывается внешнее отверстие для обхода указанной траектории между внутренним расходным отверстием и кольцевым зазором ствола скважины, и делительный механизм, установленный между корпусом и поршнем для направления поршня между первым и вторым положениями.
2. Инструмент по п.1, в котором делительный механизм установлен с возможностью непрерывного перемещения поршня между первым и вторым положениями за один цикл опускания в ствол скважины.
3. Инструмент по п.1, в котором поршень установлен с возможностью перемещения между первым и вторым положениями неограниченное число раз за один цикл опускания в ствол скважины.
4. Инструмент по п.1, в котором делительный механизм дополнительно содержит неподвижную шлицевую втулку и поворотное делительное кольцо.
5. Инструмент по п.4, в котором шлицевая втулка установлена неподвижно в корпусе.
6. Инструмент по п.4, в котором шлицевая втулка содержит скошенные выступы и внутренние шлицы, выполненные с возможностью захода в поочередно расположенные на поворотном делительном кольце длинные и короткие пазы.
7. Инструмент по п.6, в котором поршень содержит пазы, совмещенные с внутренними шлицами шлицевой втулки.
8. Инструмент по п.7, в котором делительное кольцо расположено между пазами поршня и шлицевой втулкой, короткие пазы делительного кольца взаимодействуют с выступами шлицевой втулки в первом положении для исключения взаимодействия пазов поршня со внутренними шлицами, а длинные пазы делительного кольца взаимодействуют с выступами шлицевой втулки во втором положении для прохода внутренних шлицев над делительным кольцом в пазы поршня.
9. Инструмент по п.4, в котором делительный механизм дополнительно содержит делительное зубчатое кольцо, взаимодействующее с делительным кольцом и шлицевой втулкой.
10. Инструмент по п.4, в котором делительный механизм дополнительно содержит поджимающую пружину.
11. Инструмент по п.1, который дополнительно включает сердечник, установленный в поршне, имеющий верхний конец, расположенный под верхним концом поршня, снабженным седлом шарика и входным отверстием, в первом положении.
12. Инструмент по п.11, который дополнительно включает шарик, установленный на седле шарика с возможностью блокировки первичной траектории движения текучей среды и создания вторичной внутренней траектории движения текучей среды через внутреннее отверстие.
13. Инструмент по п.12, в котором внутреннее отверстие расположено под верхним концом сердечника во втором положении для перекрытия внутреннего отверстия, внутренней траектории движения текучей среды и открытия внешнего отверстия, обходной траектории движения текучей среды.
14. Инструмент по п.11, который дополнительно включает поджимающую поршень пружину, расположенную вокруг сердечника.
15. Инструмент по п.14, в котором делительный механизм и поджимающая поршень пружина расположены в герметичной масляной камере.
16. Система циркуляции текучей среды в стволе скважины, включающая трубчатую колонну, имеющую внутреннее расходное отверстие, корпус, снабженный отверстием и связанный с трубчатой колонной, поршень, расположенный в корпусе, установленный с возможностью выборочного перемещения для перекрывания и открывания отверстия к внутреннему расходному отверстию, и поворотное делительное устройство, связанное с поршнем, установленное с возможностью перемещения поршня неограниченное число раз за один цикл опускания в ствол скважины.
17. Система по п.16, в которой поворотное делительное устройство содержит делительное кольцо, снабженное набором коротких пазов и набором длинных пазов, и шлицевую втулку, имеющую набор внутренних шлицев, установленных с возможностью поочередного захода в набор коротких пазов и в набор длинных пазов при перемещении поршня.
18. Система по п.16, в которой поршень имеет верхний конец, снабженный седлом, принимающим шарик для блокирования траектории движения текучей среды в поршень при перекрывании отверстия корпуса, и отверстием, направляющим движение текучей среды в поршень.
19. Система по п.18, которая дополнительно включает внутренний сердечник для блокирования траектории движения текучей среды, идущей в поршень при открытии отверстия корпуса и направлении текучей среды в кольцевой зазор ствола скважины.
20. Способ циркуляции текучей среды в стволе скважины, включающий установку трубчатой колонны, имеющей циркуляционный переводник, в ствол скважины, подачу текучей среды через трубчатую колонну и циркуляционный переводник, перекрывание внешнего отверстия циркуляционного переводника посредством внутреннего поршня, блокирование траектории движения текучей среды через трубчатую колонну и циркуляционный переводник, перемещение внутреннего поршня посредством поворота делительного устройства, открытие внешнего отверстия для движения текучей среды и направления потока текучей среды через внешнее отверстие.
21. Способ по п.21, который дополнительно включает блокирование впускного отверстия внутреннего поршня посредством закрывающего элемента и направление текучей среды вокруг указанного элемента в отверстие поршня.
22. Способ по п.21, который дополнительно включает блокирование отверстия поршня посредством перемещения внутреннего поршня и направление текучей среды через внешнее отверстие.
23. Способ циркуляции текучей среды в стволе скважины, включающий установку трубчатой колонны, имеющей циркуляционный переводник, в ствол скважины, подачу текучей среды через трубчатую колонну и циркуляционный переводник, перекрывание отверстия внешнего корпуса циркуляционного переводника посредством внутреннего поршня, перемещение внутреннего поршня посредством поворота части делительного устройства, открытие отверстия для движения текучей среды, перемещение внутреннего поршня поворотом части делительного устройства для повторного перекрытия отверстия, непрерывное перемещение внутреннего поршня и поворот части делительного устройства за один цикл опускания в ствол скважины.
24. Способ по п.23, который дополнительно включает блокирование траектории движения текучей среды для привода внутреннего поршня и делительного устройства, поддержание отверстия перекрытым посредством исключения перемещения внутреннего поршня с использованием делительного устройства, уменьшение расхода текучей среды для перемещения поршня и переустановки делительного устройства, увеличение расхода текучей среды для перемещения поршня и открытия отверстия и повтор этапов уменьшения и увеличения расхода текучей среды посредством выборочного перекрывания и открывания отверстия неограниченное число раз за один цикл опускания в ствол скважины.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US98934507P | 2007-11-20 | 2007-11-20 | |
| US60/989,345 | 2007-11-20 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2440482C1 true RU2440482C1 (ru) | 2012-01-20 |
Family
ID=40668071
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2010125325/03A RU2440482C1 (ru) | 2007-11-20 | 2008-11-19 | Скважинный инструмент для циркуляции текучей среды в стволе скважины, система циркуляции текучей среды в стволе скважины и способ циркуляции текучей среды в стволе скважины (варианты) |
Country Status (9)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US8844634B2 (ru) |
| EP (1) | EP2222935B1 (ru) |
| BR (2) | BRPI0819298B1 (ru) |
| CA (2) | CA2705295C (ru) |
| GB (1) | GB2467263B (ru) |
| MX (1) | MX2010005598A (ru) |
| NO (1) | NO2222935T3 (ru) |
| RU (1) | RU2440482C1 (ru) |
| WO (2) | WO2009067485A2 (ru) |
Cited By (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2599120C1 (ru) * | 2015-06-05 | 2016-10-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Фирма "Радиус-Сервис" | Циркуляционный клапан бурильной колонны |
| RU2599119C1 (ru) * | 2015-03-10 | 2016-10-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Фирма "Радиус-Сервис" | Циркуляционный клапан бурильной колонны |
| RU168206U1 (ru) * | 2016-08-30 | 2017-01-24 | Общество с ограниченной ответственностью "РОСТЭК Сервис" | Клапан для управления циркуляцией в бурильной колонне |
| RU170177U1 (ru) * | 2016-11-30 | 2017-04-18 | Управляющая компания общество с ограниченной ответственностью "ТМС групп" | Циркуляционный переводник |
| RU2638200C2 (ru) * | 2012-11-08 | 2017-12-12 | ВЕЗЕРФОРД ТЕКНОЛОДЖИ ХОЛДИНГЗ, ЭлЭлСи | Скважинное устройство и способ |
| RU2681774C1 (ru) * | 2018-02-26 | 2019-03-12 | Общество с ограниченной ответственностью "Фирма "Радиус-Сервис" | Циркуляционный клапан бурильной колонны |
| RU194454U1 (ru) * | 2019-09-24 | 2019-12-11 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Санкт-Петербургский горный университет" | Скважинный гидромеханический пакер |
| RU2711522C2 (ru) * | 2014-11-20 | 2020-01-17 | Эдванстек Апс | Циркуляционный переводник с механизмом активации и соответствующий способ |
| RU2743288C1 (ru) * | 2020-07-08 | 2021-02-16 | Общество с ограниченной ответственностью "Гидробур-сервис" | Циркуляционный клапан |
| US11421494B1 (en) | 2021-03-29 | 2022-08-23 | Saudi Arabian Oil Company | Filter tools and methods of filtering a drilling fluid |
| RU226121U1 (ru) * | 2024-02-28 | 2024-05-21 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Санкт-Петербургский горный университет императрицы Екатерины II" | Пакер |
Families Citing this family (54)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA2705295C (en) * | 2007-11-20 | 2016-06-14 | Jeffery Ronald Clausen | Circulation sub with indexing mechanism |
| US8403067B2 (en) * | 2009-08-13 | 2013-03-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Repeatable, compression set downhole bypass valve |
| US8550176B2 (en) * | 2010-02-09 | 2013-10-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore bypass tool and related methods of use |
| US9371708B2 (en) | 2010-07-09 | 2016-06-21 | National Oilwell Varco, L.P. | Circulation sub and method for using same |
| US8607875B2 (en) | 2011-01-14 | 2013-12-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Rotational wellbore test valve |
| US8662180B2 (en) | 2011-01-14 | 2014-03-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Rotational test valve with tension reset |
| EP2665894B1 (en) | 2011-01-21 | 2016-10-12 | Weatherford Technology Holdings, LLC | Telemetry operated circulation sub |
| US9828833B2 (en) * | 2011-03-16 | 2017-11-28 | Peak Completion Technologies, Inc. | Downhole tool with collapsible or expandable split ring |
| CA2844342C (en) * | 2011-07-29 | 2019-09-03 | Packers Plus Energy Services Inc. | Wellbore tool with indexing mechanism and method |
| AU2012323753A1 (en) | 2011-10-11 | 2014-05-01 | Packers Plus Energy Services Inc. | Wellbore actuators, treatment strings and methods |
| US8485266B2 (en) * | 2011-11-01 | 2013-07-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Contigency release device that uses right-hand torque to allow movement of a collet prop |
| EP2800863B1 (en) | 2012-01-04 | 2019-02-27 | Saudi Arabian Oil Company | Active drilling measurement and control system for extended reach and complex wells |
| US8950496B2 (en) | 2012-01-19 | 2015-02-10 | Baker Hughes Incorporated | Counter device for selectively catching plugs |
| BR112014018645A8 (pt) * | 2012-02-16 | 2017-07-11 | Halliburton Energy Services Inc | Dispositivo de controle de influxo |
| US9453388B2 (en) * | 2012-04-11 | 2016-09-27 | MIT Innovation Sdn Bhd | Apparatus and method to remotely control fluid flow in tubular strings and wellbore annulus |
| US9353598B2 (en) | 2012-05-09 | 2016-05-31 | Utex Industries, Inc. | Seat assembly with counter for isolating fracture zones in a well |
| GB201212654D0 (en) * | 2012-07-13 | 2012-08-29 | Simpson Neil A A | Hydraulic actuation device |
| US9328579B2 (en) | 2012-07-13 | 2016-05-03 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Multi-cycle circulating tool |
| GB2504699B (en) * | 2012-08-06 | 2019-04-03 | M I Drilling Fluids Uk Ltd | Switchable fluid driving tool |
| US9556704B2 (en) | 2012-09-06 | 2017-01-31 | Utex Industries, Inc. | Expandable fracture plug seat apparatus |
| WO2014100421A1 (en) | 2012-12-19 | 2014-06-26 | Schlumberger Canada Limited | Downhole valve utilizing degradable material |
| US9435168B2 (en) * | 2013-02-03 | 2016-09-06 | National Oilwell DHT, L.P. | Downhole activation assembly and method of using same |
| EP2976501B1 (en) | 2013-03-20 | 2018-04-25 | National Oilwell Varco, L.P. | System and method for controlling a downhole tool |
| NO341635B1 (no) * | 2013-05-02 | 2017-12-18 | Interwell As | Nedihullsverktøy og tillknyttede fremgangsmåter |
| US9752411B2 (en) | 2013-07-26 | 2017-09-05 | National Oilwell DHT, L.P. | Downhole activation assembly with sleeve valve and method of using same |
| US9828830B2 (en) * | 2013-09-06 | 2017-11-28 | Schlumberger Technology Corporation | Dual-flow valve assembly |
| US9435172B2 (en) | 2013-10-28 | 2016-09-06 | Schlumberger Technology Corporation | Compression-actuated multi-cycle circulation valve |
| US9562392B2 (en) | 2013-11-13 | 2017-02-07 | Varel International Ind., L.P. | Field removable choke for mounting in the piston of a rotary percussion tool |
| US9404342B2 (en) | 2013-11-13 | 2016-08-02 | Varel International Ind., L.P. | Top mounted choke for percussion tool |
| US9328558B2 (en) * | 2013-11-13 | 2016-05-03 | Varel International Ind., L.P. | Coating of the piston for a rotating percussion system in downhole drilling |
| US9415496B2 (en) | 2013-11-13 | 2016-08-16 | Varel International Ind., L.P. | Double wall flow tube for percussion tool |
| US20160010427A1 (en) * | 2014-07-08 | 2016-01-14 | Baker Hughes Incorporated | Electrically operated valve and method thereof |
| US10018039B2 (en) | 2014-09-19 | 2018-07-10 | Saudi Arabian Oil Company | Fast-setting retrievable slim-hole test packer and method of use |
| US9752412B2 (en) * | 2015-04-08 | 2017-09-05 | Superior Energy Services, Llc | Multi-pressure toe valve |
| US9845648B2 (en) | 2015-05-07 | 2017-12-19 | National Oilwell Varco, L.P. | Drill bits with variable flow bore and methods relating thereto |
| CA2994155A1 (en) | 2015-07-31 | 2017-02-09 | Neil H. Akkerman | Top-down fracturing system |
| GB2544085B (en) * | 2015-11-05 | 2021-05-12 | Zenith Oilfield Tech Limited | Downhole tool & method |
| GB201519684D0 (en) | 2015-11-06 | 2015-12-23 | Cutting & Wear Resistant Dev | Circulation subassembly |
| US10214993B2 (en) | 2016-02-09 | 2019-02-26 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Straddle frac tool with pump through feature apparatus and method |
| CN106150432A (zh) * | 2016-07-26 | 2016-11-23 | 中国海洋石油总公司 | 一种开窗侧钻用多功能循环阀 |
| GB2553834A (en) | 2016-09-16 | 2018-03-21 | Schoeller Bleckmann Oilfield Equipment Ag | Splitflow valve |
| US20180119517A1 (en) * | 2016-11-02 | 2018-05-03 | Baker Hughes Incorporated | Variable Circulation Rate Sub for Delivering a Predetermined Straight through Flow |
| AU2018243929B2 (en) | 2017-03-28 | 2022-07-07 | National Oilwell DHT, L.P. | Valves for actuating downhole shock tools in connection with concentric drive systems |
| CA3059913A1 (en) * | 2017-04-14 | 2018-10-18 | Turbo Drill Industries, Inc. | Downhole tool actuators and indexing mechanisms |
| SG11201907993XA (en) * | 2017-06-28 | 2019-09-27 | Halliburton Energy Services Inc | Cam indexing apparatus |
| GB2601698B (en) * | 2017-06-28 | 2022-09-28 | Halliburton Energy Services Inc | Cam Indexing Apparatus |
| CN107227942B (zh) * | 2017-07-12 | 2023-07-28 | 中国石油天然气集团有限公司 | 随钻堵漏短接装置 |
| US10822916B2 (en) | 2018-02-14 | 2020-11-03 | Saudi Arabian Oil Company | Curing a lost circulation zone in a wellbore |
| AU2020267337A1 (en) * | 2019-05-03 | 2021-12-16 | Schlumberger Technology B.V. | Indexing mechanisms |
| US11168524B2 (en) | 2019-09-04 | 2021-11-09 | Saudi Arabian Oil Company | Drilling system with circulation sub |
| US11118417B1 (en) | 2020-03-11 | 2021-09-14 | Saudi Arabian Oil Company | Lost circulation balloon |
| CN111734343B (zh) * | 2020-06-28 | 2022-05-17 | 中国石油天然气集团有限公司 | 随钻安全旁通装置液压平衡装置和旁通堵漏倒扣方法 |
| GB2599920B (en) | 2020-10-14 | 2024-05-08 | Mcgarian Bruce | A selectively activatable downhole tool |
| GB2589269B (en) | 2021-02-01 | 2021-11-10 | Viking Completion Tech Fzco | Exercise tool |
Family Cites Families (115)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2069645A (en) * | 1934-04-21 | 1937-02-02 | Cardew Cornelius Ambrose | Means for discharging water from steam engine cylinders |
| US2348047A (en) * | 1941-05-01 | 1944-05-02 | Smith Corp A O | Mud turbine and method of assembling the same |
| US2672847A (en) * | 1950-06-10 | 1954-03-23 | Le Roi Company | Reciprocable hydraulic impact motor |
| US2781774A (en) * | 1951-07-03 | 1957-02-19 | Baker Oil Tools Inc | Valve apparatus for automatically filling well conduits |
| US2746721A (en) * | 1951-10-01 | 1956-05-22 | Exxon Research Engineering Co | Apparatus for drilling |
| US2743083A (en) * | 1954-02-03 | 1956-04-24 | John A Zublin | Apparatus to impart vibrating motion to a rotary drill bit |
| US2855952A (en) | 1954-10-25 | 1958-10-14 | Jersey Prod Res Co | Valve for use in well tubing |
| US2855962A (en) * | 1955-05-03 | 1958-10-14 | Boice Crane Company | Feed mechanism for contour sawing machine |
| US2920764A (en) * | 1958-07-02 | 1960-01-12 | Sun Oil Co | Means for reducing liquid level in well tubing |
| US3054420A (en) * | 1958-10-03 | 1962-09-18 | Commercial Shearing | Relief valves |
| US3051246A (en) * | 1959-04-13 | 1962-08-28 | Baker Oil Tools Inc | Automatic fluid fill apparatus for subsurface conduit strings |
| US3199532A (en) * | 1962-12-26 | 1965-08-10 | Webster Electric Co Inc | Velocity compensated poppet valve |
| US3385372A (en) * | 1967-01-11 | 1968-05-28 | Halliburton Co | Flow control float collar |
| US4103591A (en) * | 1976-08-30 | 1978-08-01 | Reiersdal Olav L | Device for a hydraulically driven percussion hammer |
| US4298077A (en) | 1979-06-11 | 1981-11-03 | Smith International, Inc. | Circulation valve for in-hole motors |
| FR2458670A1 (fr) | 1979-06-13 | 1981-01-02 | Foraflex | Dispositif de carottage a la turbine avec tube suiveur |
| US4263936A (en) * | 1979-10-09 | 1981-04-28 | Brown Oil Tools, Inc. | Erosion resistant check valve assembly |
| US4256179A (en) | 1979-10-15 | 1981-03-17 | International Oil Tools, Inc. | Indexing tool for use in earth borehole drilling and testing |
| NL177243C (nl) | 1980-10-30 | 1985-08-16 | Nick Koot | Buisstuk voor een boorserie. |
| US4373582A (en) * | 1980-12-22 | 1983-02-15 | Exxon Production Research Co. | Acoustically controlled electro-mechanical circulation sub |
| US4403659A (en) * | 1981-04-13 | 1983-09-13 | Schlumberger Technology Corporation | Pressure controlled reversing valve |
| US4512417A (en) * | 1981-11-05 | 1985-04-23 | Ingersoll-Rand Company | Hydraulic reciprocating device |
| SE8205029L (sv) | 1981-11-05 | 1983-05-06 | Ingersoll Rand Co | Hydrauldriven fram- och atergaende maskin |
| US4456063A (en) * | 1982-12-13 | 1984-06-26 | Hydril Company | Flow diverter |
| US4566494A (en) * | 1983-01-17 | 1986-01-28 | Hydril Company | Vent line system |
| US4632187A (en) | 1984-05-24 | 1986-12-30 | Otis Engineering Corporation | Well safety and kill valve |
| US4905775A (en) * | 1988-09-15 | 1990-03-06 | Amoco Corporation | Drilling system and flow control apparatus for downhole drilling motors |
| CA2048374A1 (en) | 1990-08-06 | 1992-02-07 | Bernard L. Gien | Hydraulic hammer |
| US5271472A (en) * | 1991-08-14 | 1993-12-21 | Atlantic Richfield Company | Drilling with casing and retrievable drill bit |
| CA2178813C (en) | 1993-12-13 | 2005-12-20 | Per Gustafsson | A hydraulic impact motor |
| US5715897A (en) * | 1993-12-13 | 1998-02-10 | G-Drill Ab | In-hole rock drilling machine with a hydraulic impact motor |
| US5421420A (en) | 1994-06-07 | 1995-06-06 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole weight-on-bit control for directional drilling |
| US5443129A (en) | 1994-07-22 | 1995-08-22 | Smith International, Inc. | Apparatus and method for orienting and setting a hydraulically-actuatable tool in a borehole |
| US5465787A (en) | 1994-07-29 | 1995-11-14 | Camco International Inc. | Fluid circulation apparatus |
| US6868906B1 (en) | 1994-10-14 | 2005-03-22 | Weatherford/Lamb, Inc. | Closed-loop conveyance systems for well servicing |
| GB9505998D0 (en) | 1995-03-24 | 1995-05-10 | Uwg Ltd | Flow control tool |
| EP0787888B1 (en) | 1995-09-01 | 2005-03-02 | National Oilwell (U.K.) Limited | Circulating sub |
| US5609178A (en) * | 1995-09-28 | 1997-03-11 | Baker Hughes Incorporated | Pressure-actuated valve and method |
| GB9525008D0 (en) | 1995-12-07 | 1996-02-07 | Red Baron Oil Tools Rental | Bypass valve |
| GB9601659D0 (en) * | 1996-01-27 | 1996-03-27 | Paterson Andrew W | Apparatus for circulating fluid in a borehole |
| US5787981A (en) | 1996-03-19 | 1998-08-04 | Taylor; William T. | Oil field converting axial force into torque |
| DK0901562T3 (da) * | 1996-05-18 | 2005-01-17 | Andergauge Ltd | Borehulsapparat |
| US6003834A (en) * | 1996-07-17 | 1999-12-21 | Camco International, Inc. | Fluid circulation apparatus |
| US5901796A (en) | 1997-02-03 | 1999-05-11 | Specialty Tools Limited | Circulating sub apparatus |
| US5927402A (en) * | 1997-02-19 | 1999-07-27 | Schlumberger Technology Corporation | Down hole mud circulation for wireline tools |
| GB9708294D0 (en) * | 1997-04-24 | 1997-06-18 | Anderson Charles A | Downhole apparatus |
| GB9715001D0 (en) | 1997-07-17 | 1997-09-24 | Specialised Petroleum Serv Ltd | A downhole tool |
| GB9726204D0 (en) * | 1997-12-11 | 1998-02-11 | Andergauge Ltd | Percussive tool |
| US6253861B1 (en) * | 1998-02-25 | 2001-07-03 | Specialised Petroleum Services Limited | Circulation tool |
| US7721822B2 (en) | 1998-07-15 | 2010-05-25 | Baker Hughes Incorporated | Control systems and methods for real-time downhole pressure management (ECD control) |
| US6263969B1 (en) | 1998-08-13 | 2001-07-24 | Baker Hughes Incorporated | Bypass sub |
| US6684952B2 (en) * | 1998-11-19 | 2004-02-03 | Schlumberger Technology Corp. | Inductively coupled method and apparatus of communicating with wellbore equipment |
| GB9916513D0 (en) | 1999-07-15 | 1999-09-15 | Churchill Andrew P | Bypass tool |
| US6349763B1 (en) * | 1999-08-20 | 2002-02-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Electrical surface activated downhole circulating sub |
| US6668935B1 (en) * | 1999-09-24 | 2003-12-30 | Schlumberger Technology Corporation | Valve for use in wells |
| GB2362399B (en) | 2000-05-19 | 2004-06-23 | Smith International | Improved bypass valve |
| GB0015497D0 (en) * | 2000-06-23 | 2000-08-16 | Andergauge Ltd | Drilling method |
| US6670880B1 (en) | 2000-07-19 | 2003-12-30 | Novatek Engineering, Inc. | Downhole data transmission system |
| CA2416053C (en) * | 2000-07-19 | 2008-11-18 | Novatek Engineering Inc. | Downhole data transmission system |
| GB0021740D0 (en) | 2000-09-05 | 2000-10-18 | Millennia Engineering Ltd | Downhole control tool |
| GB0025302D0 (en) * | 2000-10-14 | 2000-11-29 | Sps Afos Group Ltd | Downhole fluid sampler |
| US7357197B2 (en) | 2000-11-07 | 2008-04-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for monitoring the condition of a downhole drill bit, and communicating the condition to the surface |
| US6467547B2 (en) * | 2000-12-11 | 2002-10-22 | Weatherford/Lamb, Inc. | Hydraulic running tool with torque dampener |
| GB0102485D0 (en) | 2001-01-31 | 2001-03-14 | Sps Afos Group Ltd | Downhole Tool |
| US6719534B2 (en) * | 2001-04-11 | 2004-04-13 | Denso Corporation | Vehicle seat blower unit with a motor mounted within a scroll housing and a cooling motor attachment bracket |
| ATE391832T1 (de) * | 2001-06-05 | 2008-04-15 | Andergauge Ltd | Bohrvorrichtung |
| GB2396875B (en) | 2001-09-20 | 2006-03-08 | Baker Hughes Inc | Active controlled bottomhole pressure system & method |
| GB0208673D0 (en) * | 2002-04-16 | 2002-05-29 | Sps Afos Group Ltd | Control sub |
| US6681858B2 (en) | 2002-05-06 | 2004-01-27 | National-Oilwell, L.P. | Packer retriever |
| US6799632B2 (en) | 2002-08-05 | 2004-10-05 | Intelliserv, Inc. | Expandable metal liner for downhole components |
| US7303022B2 (en) | 2002-10-11 | 2007-12-04 | Weatherford/Lamb, Inc. | Wired casing |
| GB2394488B (en) | 2002-10-22 | 2006-06-07 | Smith International | Improved multi-cycle downhole apparatus |
| GB0302121D0 (en) * | 2003-01-30 | 2003-03-05 | Specialised Petroleum Serv Ltd | Improved mechanism for actuation of a downhole tool |
| US6844498B2 (en) * | 2003-01-31 | 2005-01-18 | Novatek Engineering Inc. | Data transmission system for a downhole component |
| GB2428719B (en) | 2003-04-01 | 2007-08-29 | Specialised Petroleum Serv Ltd | Method of Circulating Fluid in a Borehole |
| AU2003902106A0 (en) * | 2003-05-02 | 2003-05-22 | Drilling Solutions Pty Ltd | Flushing device |
| US6913093B2 (en) | 2003-05-06 | 2005-07-05 | Intelliserv, Inc. | Loaded transducer for downhole drilling components |
| US6929493B2 (en) | 2003-05-06 | 2005-08-16 | Intelliserv, Inc. | Electrical contact for downhole drilling networks |
| TW200510051A (en) * | 2003-06-12 | 2005-03-16 | Matsushita Electric Ind Co Ltd | Air cleaner, functional filter and method of manufacturing the filter, air cleaning filter, and air cleaner device |
| US7252152B2 (en) | 2003-06-18 | 2007-08-07 | Weatherford/Lamb, Inc. | Methods and apparatus for actuating a downhole tool |
| GB0319317D0 (en) | 2003-08-16 | 2003-09-17 | Maris Tdm Ltd | Method and apparatus for drilling |
| ATE462867T1 (de) * | 2003-11-17 | 2010-04-15 | Churchill Drilling Tools Ltd | Bohrlochwerkzeug |
| US6945802B2 (en) | 2003-11-28 | 2005-09-20 | Intelliserv, Inc. | Seal for coaxial cable in downhole tools |
| JP4492108B2 (ja) * | 2003-12-02 | 2010-06-30 | 株式会社デンソー | 空気通路開閉装置および車両用空調装置 |
| GB2426274B (en) | 2004-02-20 | 2008-09-17 | Statoil Asa | Drill pipe header |
| US7331396B2 (en) * | 2004-03-16 | 2008-02-19 | Dril-Quip, Inc. | Subsea production systems |
| US7108068B2 (en) * | 2004-06-15 | 2006-09-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Floating plate back pressure valve assembly |
| US7248177B2 (en) | 2004-06-28 | 2007-07-24 | Intelliserv, Inc. | Down hole transmission system |
| US7093654B2 (en) | 2004-07-22 | 2006-08-22 | Intelliserv, Inc. | Downhole component with a pressure equalization passageway |
| GB0417731D0 (en) | 2004-08-10 | 2004-09-08 | Andergauge Ltd | Flow diverter |
| US20060182429A1 (en) * | 2005-02-11 | 2006-08-17 | Lasko Holdings, Inc. | Portable electric heater |
| US7413021B2 (en) | 2005-03-31 | 2008-08-19 | Schlumberger Technology Corporation | Method and conduit for transmitting signals |
| US7523792B2 (en) | 2005-04-30 | 2009-04-28 | National Oilwell, Inc. | Method and apparatus for shifting speeds in a fluid-actuated motor |
| JP4466859B2 (ja) * | 2005-05-12 | 2010-05-26 | 横河電機株式会社 | アラーム管理装置 |
| US7337850B2 (en) | 2005-09-14 | 2008-03-04 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for controlling actuation of tools in a wellbore |
| US7640991B2 (en) | 2005-09-20 | 2010-01-05 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole tool actuation apparatus and method |
| US8225883B2 (en) * | 2005-11-21 | 2012-07-24 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole percussive tool with alternating pressure differentials |
| EP1951988A2 (en) | 2005-11-24 | 2008-08-06 | Churchill Drilling Tools Limited | Downhole tool |
| US20080087470A1 (en) | 2005-12-19 | 2008-04-17 | Schlumberger Technology Corporation | Formation Evaluation While Drilling |
| JP4786703B2 (ja) * | 2006-03-09 | 2011-10-05 | 富士通株式会社 | 送風装置および電子機器並びにそれらの制御方法 |
| US7661487B2 (en) * | 2006-03-23 | 2010-02-16 | Hall David R | Downhole percussive tool with alternating pressure differentials |
| US20070295514A1 (en) * | 2006-06-26 | 2007-12-27 | Schlumberger Technology Corporation | Multi-Rotational Indexer |
| GB2454377B (en) | 2006-06-30 | 2011-03-09 | Baker Hughes Inc | Method for improved well control with a downhole device |
| GB0613637D0 (en) * | 2006-07-08 | 2006-08-16 | Andergauge Ltd | Selective agitation of downhole apparatus |
| US7661478B2 (en) | 2006-10-19 | 2010-02-16 | Baker Hughes Incorporated | Ball drop circulation valve |
| GB0704111D0 (en) * | 2007-03-02 | 2007-04-11 | Mcgarian Bruce | A Bypass valve |
| NO326090B1 (no) | 2007-06-18 | 2008-09-15 | Ziebel As | Hylseventil |
| GB0716049D0 (en) * | 2007-08-17 | 2007-09-26 | Welltools Ltd | Switchable circulating tool |
| US7870908B2 (en) * | 2007-08-21 | 2011-01-18 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole valve having incrementally adjustable open positions and a quick close feature |
| CA2705295C (en) * | 2007-11-20 | 2016-06-14 | Jeffery Ronald Clausen | Circulation sub with indexing mechanism |
| GB0802221D0 (en) | 2008-02-07 | 2008-03-12 | Pump Tools Ltd | Completion tool |
| GB0819340D0 (en) | 2008-10-22 | 2008-11-26 | Managed Pressure Operations Ll | Drill pipe |
| US8528641B2 (en) * | 2009-09-03 | 2013-09-10 | Baker Hughes Incorporated | Fracturing and gravel packing tool with anti-swabbing feature |
| GB0921440D0 (en) * | 2009-12-08 | 2010-01-20 | Corpro Systems Ltd | Apparatus and method |
| US8263910B2 (en) * | 2010-04-07 | 2012-09-11 | New Widetech Industries Co., Ltd. | Heater |
-
2008
- 2008-11-19 CA CA2705295A patent/CA2705295C/en active Active
- 2008-11-19 CA CA2913365A patent/CA2913365C/en active Active
- 2008-11-19 GB GB1008271.7A patent/GB2467263B/en active Active
- 2008-11-19 MX MX2010005598A patent/MX2010005598A/es active IP Right Grant
- 2008-11-19 RU RU2010125325/03A patent/RU2440482C1/ru active
- 2008-11-19 BR BRPI0819298-7A patent/BRPI0819298B1/pt active IP Right Grant
- 2008-11-19 WO PCT/US2008/083986 patent/WO2009067485A2/en active Application Filing
- 2008-11-19 US US12/743,670 patent/US8844634B2/en active Active
- 2008-11-20 BR BRPI0819290-1A patent/BRPI0819290B1/pt active IP Right Grant
- 2008-11-20 EP EP08851345.2A patent/EP2222935B1/en active Active
- 2008-11-20 US US12/743,787 patent/US8863852B2/en active Active
- 2008-11-20 NO NO08851345A patent/NO2222935T3/no unknown
- 2008-11-20 WO PCT/US2008/084177 patent/WO2009067588A2/en active Application Filing
Cited By (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2638200C2 (ru) * | 2012-11-08 | 2017-12-12 | ВЕЗЕРФОРД ТЕКНОЛОДЖИ ХОЛДИНГЗ, ЭлЭлСи | Скважинное устройство и способ |
| RU2711522C2 (ru) * | 2014-11-20 | 2020-01-17 | Эдванстек Апс | Циркуляционный переводник с механизмом активации и соответствующий способ |
| RU2599119C1 (ru) * | 2015-03-10 | 2016-10-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Фирма "Радиус-Сервис" | Циркуляционный клапан бурильной колонны |
| RU2599120C1 (ru) * | 2015-06-05 | 2016-10-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Фирма "Радиус-Сервис" | Циркуляционный клапан бурильной колонны |
| RU168206U1 (ru) * | 2016-08-30 | 2017-01-24 | Общество с ограниченной ответственностью "РОСТЭК Сервис" | Клапан для управления циркуляцией в бурильной колонне |
| RU170177U1 (ru) * | 2016-11-30 | 2017-04-18 | Управляющая компания общество с ограниченной ответственностью "ТМС групп" | Циркуляционный переводник |
| RU2681774C1 (ru) * | 2018-02-26 | 2019-03-12 | Общество с ограниченной ответственностью "Фирма "Радиус-Сервис" | Циркуляционный клапан бурильной колонны |
| RU194454U1 (ru) * | 2019-09-24 | 2019-12-11 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Санкт-Петербургский горный университет" | Скважинный гидромеханический пакер |
| RU2743288C1 (ru) * | 2020-07-08 | 2021-02-16 | Общество с ограниченной ответственностью "Гидробур-сервис" | Циркуляционный клапан |
| US11421494B1 (en) | 2021-03-29 | 2022-08-23 | Saudi Arabian Oil Company | Filter tools and methods of filtering a drilling fluid |
| RU226121U1 (ru) * | 2024-02-28 | 2024-05-21 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Санкт-Петербургский горный университет императрицы Екатерины II" | Пакер |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CA2705295C (en) | 2016-06-14 |
| WO2009067485A2 (en) | 2009-05-28 |
| EP2222935A2 (en) | 2010-09-01 |
| CA2913365A1 (en) | 2009-05-28 |
| BRPI0819298B1 (pt) | 2019-03-12 |
| US8863852B2 (en) | 2014-10-21 |
| BRPI0819298A2 (pt) | 2015-05-12 |
| GB201008271D0 (en) | 2010-06-30 |
| US20100252276A1 (en) | 2010-10-07 |
| CA2705295A1 (en) | 2009-05-28 |
| GB2467263A (en) | 2010-07-28 |
| GB2467263B (en) | 2012-09-19 |
| MX2010005598A (es) | 2010-06-08 |
| US8844634B2 (en) | 2014-09-30 |
| CA2913365C (en) | 2017-01-24 |
| NO2222935T3 (ru) | 2018-03-10 |
| US20100270034A1 (en) | 2010-10-28 |
| WO2009067485A3 (en) | 2009-09-03 |
| BRPI0819290B1 (pt) | 2019-02-26 |
| BRPI0819290A2 (pt) | 2017-05-02 |
| EP2222935A4 (en) | 2016-03-09 |
| EP2222935B1 (en) | 2017-10-11 |
| WO2009067588A3 (en) | 2009-07-09 |
| WO2009067588A2 (en) | 2009-05-28 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2440482C1 (ru) | Скважинный инструмент для циркуляции текучей среды в стволе скважины, система циркуляции текучей среды в стволе скважины и способ циркуляции текучей среды в стволе скважины (варианты) | |
| US7281584B2 (en) | Multi-cycle downhill apparatus | |
| US4298077A (en) | Circulation valve for in-hole motors | |
| US9771757B2 (en) | Downhole motor with concentric rotary drive system | |
| AU2011210824B2 (en) | Shock reduction tool for a downhole electronics package | |
| US4632193A (en) | In-hole motor with bit clutch and circulation sub | |
| US4427079A (en) | Intermittently rotatable down hole drilling tool | |
| US9970264B2 (en) | Downhole actuation apparatus and associated methods | |
| EA009636B1 (ru) | Скважинный инструмент | |
| US11002099B2 (en) | Valves for actuating downhole shock tools in connection with concentric drive systems | |
| AU1497999A (en) | Percussive tool | |
| GB2404210A (en) | Container for releasing and dropping objects into a wellbore | |
| NO20161388A1 (en) | Relockable shearing swivel tool apparatus and method | |
| US7467658B2 (en) | Down hole drilling fluid heating apparatus and method | |
| US9845662B2 (en) | Downhole actuator | |
| EP2834444B1 (en) | Actuator for dual drill string valve and rotary drill string valve configuration therefor | |
| CA3136798A1 (en) | Wear resistant vibration assembly and method | |
| EP0787888B1 (en) | Circulating sub | |
| US11525318B2 (en) | Motor bypass valve | |
| CA3148449A1 (en) | On demand flow pulsing system | |
| AU2005210692B2 (en) | Down hole fluid heating apparatus and method | |
| CA2552828C (en) | Down hole fluid heating apparatus and method |