RU2469188C2 - Многопозиционный инструмент для разрыва пласта без проведения дополнительных спуско-подъемных операций - Google Patents
Многопозиционный инструмент для разрыва пласта без проведения дополнительных спуско-подъемных операций Download PDFInfo
- Publication number
- RU2469188C2 RU2469188C2 RU2010111360/03A RU2010111360A RU2469188C2 RU 2469188 C2 RU2469188 C2 RU 2469188C2 RU 2010111360/03 A RU2010111360/03 A RU 2010111360/03A RU 2010111360 A RU2010111360 A RU 2010111360A RU 2469188 C2 RU2469188 C2 RU 2469188C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- passage
- coupling
- clutch
- working position
- housing
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 26
- 230000008878 coupling Effects 0.000 claims abstract description 76
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims abstract description 76
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims abstract description 76
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 claims abstract description 52
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 61
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 8
- 238000003825 pressing Methods 0.000 claims description 4
- 230000003993 interaction Effects 0.000 claims description 3
- 230000003068 static effect Effects 0.000 claims description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 7
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 4
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 239000000806 elastomer Substances 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 1
- 238000007599 discharging Methods 0.000 description 1
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 230000014509 gene expression Effects 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 230000036961 partial effect Effects 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 1
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 1
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
- E21B34/14—Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by movement of tools, e.g. sleeve valves operated by pistons or wire line tools
- E21B34/142—Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by movement of tools, e.g. sleeve valves operated by pistons or wire line tools unsupported or free-falling elements, e.g. balls, plugs, darts or pistons
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B2200/00—Special features related to earth drilling for obtaining oil, gas or water
- E21B2200/06—Sleeve valves
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Check Valves (AREA)
- Quick-Acting Or Multi-Walled Pipe Joints (AREA)
- Confectionery (AREA)
- Hydraulic Clutches, Magnetic Clutches, Fluid Clutches, And Fluid Joints (AREA)
- Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Группа изобретений относится к инструментам для разрыва пласта для применения в нефтяных и газовых скважинах. Инструмент для разрыва пласта имеет положение спуска и два рабочих положения. В сквозном канале инструмента для разрыва пласта расположена муфта, имеющая проход с возможностью его совмещения с первым проходом в корпусе инструмента, а именно в первом рабочем положении, при выполнении операций разрыва пласта. В корпусе имеется второй проход с ограничением сечения, расположенный в корпусе и закрытый муфтой при выполнении операций разрыва пласта. После завершения операций разрыва пласта муфта перемещается с помощью возвратного механизма инструмента для разрыва пласта из первого рабочего положения во второе рабочее положение для осуществления операций по добыче. В этом втором рабочем положении первый проход закрыт, и проход муфты совмещен со вторым проходом. Перемещение муфты из первого рабочего положения во второе рабочее положение осуществляется без необходимости проведения дополнительных спуско-подъемных операций в скважине с использованием каких-либо других инструментов и приборов. Техническим результатом является снижение трудоемкости работ по разрыву пласта. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 3 ил.
Description
Область техники, к которой относится изобретение
Изобретение относится к инструментам для разрыва пласта для применения в нефтяных и газовых скважинах, а именно к инструментам разрыва пласта, снабженным муфтой, которая может быть перемещена из первого рабочего положения во второе рабочее положение, так что инструмент может обеспечивать выполнение операций разрыва пласта в первом рабочем положении, после чего инструмент можно переместить во второе рабочее положение для добычи флюидов из скважины.
Уровень техники
Системы или инструменты для разрыва пласта используются в нефтяных и газовых скважинах для заканчивания и повышения дебита скважин. В скважинах с отклонением по вертикали, в особенности в скважинах, имеющих большую длину, в прямолинейную или горизонтальную оконечную часть скважины обычно вводятся текучие среды (далее - "жидкости") для разрыва для осуществления разрыва пласта продуктивной зоны, в результате которого в ней создаются трещины и поры. Например, в методе гидравлического разрыва пласта используется гидравлическое давление, создаваемое жидкостью для разрыва пласта, для создания разрывов и трещин в подземном пласте.
В дополнение к растрескиванию пласта в зону разрыва может закачиваться проппант, проницаемость которого выше проницаемости породы пласта, для поддержания в открытом состоянии трещин, созданных на первом этапе разрыва пласта. Для целей настоящего описания проппант входит в определение "жидкостей (текучих сред) для разрыва пласта" и составляет часть операций по разрыву пласта. Когда производительности насосов и давления снижаются, трещины не могут полностью смыкаться или закрываться, поскольку они удерживаются в открытом состоянии частицами проппанта, имеющего высокую проницаемость.
Расклиненные трещины обеспечивают проходы с высокой степенью проницаемости, соединяющие эксплуатационную скважину с большей площадью пласта для интенсификации добычи углеводородов.
Один из результатов разрыва пласта заключается в том, что возвратные флюиды, а именно нефть, газ, вода, которые должны откачиваться из скважины, смешиваются с песком и другим обломочным материалом, высвобождающимся из пласта. Поэтому после выполнения разрыва пласта в скважине выполняются действия по изменению ориентации скважинного инструмента, такого как инструмент для разрыва пласта, таким образом, чтобы возвратные флюиды проходили через фильтр или другое устройство для фильтрации песка и обломочного материала. Такие действия обычно включают сброс в скважину шара или другого запорного элемента для изоляции части скважины или для приведения в действие инструмента для разрыва пласта, в результате чего срабатывает исполнительный механизм, открывающий проход для потока флюидов через фильтр и закрывающий проход для потока флюида, через который жидкость для разрыва пласта подавалась ранее в скважину или в пласт.
Краткое изложение сущности изобретения
После установки в скважине предлагаемых в настоящем изобретении инструментов для разрыва пласта в положении спуска (нерабочее положение) и после перевода их в первое рабочее положение, они могут переводиться во второе рабочее положение без необходимости выполнения спуско-подъемных операций в скважине для перевода инструментов из первого рабочего положения во второе рабочее положение. Термин "рабочее положение" означает, что инструмент для разрыва пласта установлен таким образом, что он может выполнять в скважине операции заканчивания скважины, добычи флюидов или другие операции. Иначе говоря, термин "рабочее положение" означает, что инструмент для разрыва пласта установлен в скважине таким образом, что он может выполнять функции, для которых он предназначен.
Инструменты для разрыва пласта имеют корпус со сквозным каналом, сформированным внутренней поверхностью стенки. Корпус имеет ряд проходов, например два прохода, один из которых может содержать элемент, регулирующий поток флюидов, такой как фильтр, используемый для предотвращения попадания через проход обломочного материала в инструмент для разрыва пласта или в регулятор интенсивности потока флюидов. Этот проход с "регулированием потока флюидов" расположен над другим проходом, в котором регулятор потока не используется.
В корпусе установлена муфта с возможностью ее скольжения по внутренней поверхности стенки, причем муфта содержит приводной механизм и проход в боковой стенке. Муфта, до ее приведения в действие, удерживается в положении спуска фиксатором, в качестве которого может использоваться, например, срезной винт или фланец, функционально связанный с внутренним диаметром инструмента для разрыва пласта. Когда инструмент для разрыва пласта находится в положении спуска, оба прохода в корпусе закрыты.
После того как инструмент для разрыва пласта установлен в скважине в нужном месте, приводное устройство, например сферическое гнездо с шаром, может быть приведено в действие для преодоления удерживающей силы фиксатора и для освобождения муфты для перемещения ее в первое рабочее положение, в котором проход муфты совмещается с первым проходом в корпусе инструмента для разрыва пласта. При этом второй проход в корпусе остается закрытым. Этот первый проход в корпусе не содержит ограничителя потока, так что жидкость для разрыва пласта может нагнетаться через первый проход в скважину или в пласт без всяких препятствий для потока. В результате совмещения первого прохода с проходом в муфте жидкость для разрыва пласта может проходить из сквозного канала инструмента для разрыва пласта в скважину для осуществления разрыва пласта.
После осуществления разрыва пласта давление жидкости для разрыва понижается. В результате возвратный элемент, такой как пружина, толкает муфту из первого рабочего положения во второе рабочее положение, так что проход муфты будет теперь совмещен со вторым проходом в корпусе. При этом первый проход в корпусе теперь будет закрыт. Как уже указывалось, этот второй проход в корпусе может содержать регулятор потока флюидов. В результате совмещения прохода муфты с этим вторым проходом возвратные флюиды из скважины или из пласта смогут проходить в сквозной канал корпуса и оттуда подниматься на поверхность. При этом по меньшей мере часть обломочного материала в возвратных флюидах будет задержана фильтром и не попадет в сквозной канал корпуса и/или в регулятор интенсивности потока флюидов.
В одном из вариантов осуществления изобретения предлагается инструмент для разрыва пласта, который может находиться в положении спуска, в первом рабочем положении и во втором рабочем положении. Инструмент для разрыва пласта содержит: корпус с внутренней поверхностью стенки, формирующей сквозной канал, с первым проходом и вторым проходом, расположенным над первым проходом; муфту, установленную в корпусе с возможностью скольжения по внутренней поверхности стенки корпуса, причем муфта имеет проход и приводной механизм для перемещения муфты из положения спуска в первое рабочее положение, и возвратный механизм, установленный в корпусе с возможностью скольжения по внутренней поверхности стенки и функционально связанный с муфтой, причем возвратный механизм имеет смещающий элемент, который аккумулирует энергию (заряжен), когда инструмент разрыва пласта находится в первом рабочем положении, и смещающий элемент не заряжен, когда инструмент разрыва пласта находится во втором рабочем положении; причем муфта закрывает первый и второй проходы в корпусе, когда инструмент для разрыва пласта находится в положении спуска; когда же инструмент для разрыва пласта находится в первом рабочем положении, то проход муфты совмещается с первым проходом в корпусе и второй проход при этом закрыт муфтой; и когда инструмент для разрыва пласта находится во втором рабочем положении, то проход муфты совмещается со вторым проходом в корпусе и первый проход при этом закрыт муфтой.
Еще одна особенность инструмента для разрыва пласта заключается в том, что приводной механизм может содержать гнездо, расположенное в сквозном канале муфты с возможностью приведения его в действие запорным элементом, так что муфта может быть перемещена из положения спуска в первое рабочее положение давлением жидкости, прижимающим запорный элемент в гнезде. Еще одна особенность инструмента для разрыва пласта заключается в том, что гнездо может быть сферическим гнездом и запорный элемент может быть шаром. Дополнительно внутренняя поверхность стенки может быть снабжена уступом, функционально связанным со смещающим элементом, и уступом-ограничителем, функционально связанным с возвратным механизмом. Возвратный механизм может включать возвратную муфту, имеющую головку, шток и сквозной канал, проходящий через муфту в продольном направлении. Еще одна особенность инструмента для разрыва пласта заключается в том, что головка, шток, внутренняя поверхность стенки и уступ могут формировать камеру, в которой расположен смещающий элемент. Смещающий элемент может представлять собой цилиндрическую пружину. Муфта может содержать освобождаемый фиксатор для удерживания муфты в положении спуска. А освобождаемый фиксатор может содержать фланец, расположенный на муфте и функционально связанный с углублением, расположенным по внутренней поверхности стенки корпуса. Еще одна особенность инструмента для разрыва пласта заключается в том, что возвратный механизм может быть расположен ниже муфты и содержит поверхность, взаимодействующую с муфтой в первом и втором рабочих положениях.
В другом варианте осуществления изобретения предлагается инструмент для разрыва пласта, который может находиться в положении спуска, в первом рабочем положении и во втором рабочем положении и который содержит: корпус, имеющий внутреннюю поверхность стенки, сквозной канал, формируемый внутренней поверхностью стенки, внешнюю поверхность стенки, первый проход и второй проход, которые соединяются со сквозным каналом через внутреннюю и внешнюю поверхности стенки, обеспечивая возможность прохождения флюидов в сквозной канал, причем первый проход расположен ниже второго прохода, в котором расположен фильтр; муфту, установленную в корпусе с возможностью скольжения по внутренней поверхности стенки корпуса, причем муфта имеет проход и гнездо, расположенное в сквозном канале муфты и имеющее поверхность взаимодействия с запорным элементом для ограничения потока жидкости через сквозной канал муфты, так что муфта может быть перемещена из положения спуска в первое рабочее положение давлением жидкости, прижимающим запорный элемент в гнезде; и возвратный механизм, установленный в корпусе с возможностью скольжения по внутренней поверхности стенки и функционально связанный с муфтой, причем возвратный механизм имеет смещающий элемент, который аккумулирует энергию (заряжается) при перемещении муфты из положения спуска в первое рабочее положение; причем проход муфты закрывает первый и второй проходы в корпусе, когда инструмент для разрыва пласта находится в положении спуска; когда же инструмент для разрыва пласта находится в первом рабочем положении, то проход муфты совмещается с первым проходом в корпусе, и второй проход при этом закрыт муфтой; и когда инструмент для разрыва пласта находится во втором рабочем положении, то проход муфты совмещается со вторым проходом в корпусе, а первый проход при этом закрыт муфтой.
Еще одна особенность инструмента для разрыва пласта заключается в том, что возвратный механизм может быть расположен ниже муфты и содержит поверхность, взаимодействующую с муфтой в первом и втором рабочих положениях. Внутренняя поверхность стенки может быть снабжена уступом, функционально связанным со смещающим элементом, и уступом-ограничителем, функционально связанным с возвратным механизмом, который содержит возвратную муфту, имеющую головку, шток и сквозной канал, проходящий в муфте в продольном направлении. Головка, шток, внутренняя поверхность стенки и уступ могут формировать камеру, в которой расположен смещающий элемент. В предпочтительном варианте осуществления смещающий элемент является упругим элементом, в частности, цилиндрической пружиной.
Еще в одном варианте осуществления изобретения предлагается способ осуществления разрыва пласта и добычи флюидов из скважины. Предлагаемый в изобретении способ включает: а) установку в колонне труб инструмента для разрыва пласта, содержащего корпус, имеющий сквозной канал, формируемый внутренней поверхностью стенки, внешнюю поверхность стенки, первый проход и второй проход, которые соединяются со сквозным проходом через внутреннюю и внешнюю поверхности стенки, обеспечивая возможность прохождения флюидов в сквозной канал, причем первый проход расположен ниже второго прохода; муфту, установленную в корпусе с возможностью скольжения по внутренней поверхности стенки корпуса, причем муфта имеет проход, и муфта может находиться в положении спуска, в первом рабочем положении и во втором рабочем положении, и проход муфты совмещается с первым проходом в первом рабочем положении и со вторым проходом во втором рабочем положении; и возвратный механизм, функционально связанный с муфтой и установленный в корпусе с возможностью скольжения по внутренней поверхности стенки корпуса; б) опускание колонны труб в скважину; в) перемещение муфты из положения спуска в первое рабочее положение, в результате чего заряжается возвратный механизм; г) осуществление разрыва пласта в первом рабочем положении путем нагнетания жидкости для разрыва пласта через сквозной канал, через проход муфты, через первый проход и в скважину; д) уменьшение потока жидкости для разрыва пласта через сквозной канал, через проход муфты и через первый проход; е) перемещение муфты из первого рабочего положения во второе рабочее положение путем высвобождения энергии, аккумулированной в возвратном механизме для перемещения муфты из первого рабочего положения во второе рабочее положение; и ж) добычу флюидов из скважины, причем флюиды проходят из скважины через второй проход, через проход муфты и в сквозной канал корпуса.
В частных вариантах осуществления муфта может быть перемещена из положения спуска в первое рабочее положение путем установки запорного элемента в гнездо, расположенное внутри сквозного канала муфты, так что над запорным элементом возрастает давление жидкости, толкающее муфту для перемещения из положения спуска в первое рабочее положение. Возвратный механизм может быть заряжен путем сжатия упругого элемента. Возвратный механизм может быть заряжен путем его перемещения из статического положения в заряженное положение путем введения муфты во взаимодействие с возвратным механизмом и толкания возвратного механизма до упора в уступ, проходящий по внутренней поверхности стенки корпуса.
Краткое описание чертежей
Ниже изобретение более подробно рассмотрено со ссылкой на прилагаемые чертежи, на которых показано:
на фиг.1 - вид сечения одного из вариантов предлагаемого в настоящем изобретении инструмента для разрыва пласта, показанного в положении спуска;
на фиг.2 - частичный вид сечения многопозиционного инструмента для разрыва пласта фиг.1, показанного в первом рабочем положении (разрыв пласта);
на фиг.3 - вид сечения многопозиционного инструмента для разрыва пласта фиг.1, показанного во втором рабочем положении (добыча).
В то время как настоящее изобретение описывается на примерах предпочтительных вариантов, необходимо понимать, что объем изобретения никоим образом не ограничивается этими вариантами. Напротив, охватываются все альтернативные варианты, их модификации и эквиваленты, которые могут быть предложены в рамках сущности и объема изобретения, как это определяется прилагаемой формулой.
Осуществление изобретения
На фиг.1-3 представлен вид инструмента 30 для разрыва пласта, который имеет внешний корпус 32 с внутренней поверхностью 34 стенки, внешней поверхностью 36 стенки, сквозной канал 38, первый проход 40 для осуществления разрыва пласта и второй проход 42 для осуществления добычи. Второй проход 42 может содержать элемент регулирования потока флюида или такое устройство, как фильтр 43, который пропускает поток жидкостей через второй проход 42, но препятствует прохождению через второй проход 42 частиц определенного размера. Второй проход 42 может также содержать второй элемент регулирования потока флюида, такой как, например, регулятор сечения прохода (не показан), который может регулировать падение давления на втором проходе 42 и интенсивность проходящего через него потока. В одном из вариантов осуществления изобретения второй проход 42 содержит фильтр 43 и регулятор потока.
Муфта 50 прилегает к внутренней поверхности 34 стенки с возможностью скольжения по ней. В муфте 50 имеется сквозной канал 52 и фиксатор 53, который показан на фиг.1 - 3 как фланец 55, входящий в углубление 35 на внутренней поверхности 34 стенки. Муфта 50 также содержит проход 54 и приводной механизм для перемещения муфты 50 из положения спуска (фиг.1) в первое рабочее положение (фиг.2). Может использоваться любой приводной механизм, известный специалистам в данной области техники. Как показано на фиг.1-3, в качестве приводного механизма используется сферическое гнездо 60, в которое садится запорный элемент, такой как шар 62. Хотя на фиг.1-3 показано сферическое гнездо 60 и шар 62, необходимо понимать, что эти элементы необязательно должны иметь шаровую форму. Действительно, гнездо может иметь любую другую желательную или необходимую форму для посадки в него запорного элемента, имеющего соответствующую форму для сопряжения с гнездом.
Муфта 50 содержит динамические уплотнения 56 (указаны только на фиг.1), способствующие скольжению муфты 50 по внутренней поверхности 34 стенки и снижающие вероятность утечек между внутренней поверхностью 34 стенки и внешней поверхностью стенки муфты 50.
Кроме того, по внутренней поверхности 34 стенки расположен возвратный механизм 70. Возвратный механизм 70 содержит возвратную муфту 71 со сквозным каналом 73 и смещающий элемент 74. Хотя на фиг.1-3 смещающий элемент 74 показан в форме упругого элемента, такого как пружина, необходимо понимать, что в качестве смещающего элемента может использоваться и другой упругий элемент, который может аккумулировать энергию (заряжаться), чтобы затем этот элемент толкал вверх или против потока флюида муфту 50, когда она находится в первом рабочем положении (фиг.2). Подходящими упругими элементами для использования в качестве смещающего элемента 74 являются, например, тарельчатые пружины, капиллярные пружины и деформируемые эластомеры и полимеры.
Возвратная муфта 71 прилегает к внутренней поверхности 34 стенки с возможностью скольжения по ней. Как показано на фиг.1-3, внутренняя поверхность 34 стенки содержит уступы 33 и 35, а возвратная пружина 71 содержит головку 75 и шток 76. Возвратная муфта 71 снабжена динамическими уплотнениями 77 (указаны только на фиг.1), способствующими скольжению возвратной муфты 71 по внутренней поверхности 34 стенки и снижающими вероятность утечек между внутренней поверхностью 34 стенки и внешней поверхностью стенки возвратной муфты 71.
Головка 75 и уступ 33 формируют камеру 37, в которой располагается смещающий элемент 74. Выступ 35 является упором-ограничителем, ограничивающим ход возвратной муфты 71 при ее скольжении по внутренней поверхности 34 стенки.
Смещающий элемент 74 располагается в камере 37 и опирается на уступ 33, так что смещающий элемент 74 может толкать вверх головку 75 и, соответственно, возвратную муфту 71.
Как показано на фиг.2, шар 62 входит в сферическое гнездо 60 для ограничения потока флюида в сквозном канале 52. Давление, создаваемое жидкостью для разрыва пласта (не показана), прокачиваемой вниз по сквозному каналу 38, действует на шар 62, освобождая фиксатор 53 из углубления во внутренней поверхности 34 стенки, так что муфта 50 под действием давления движется вниз и упирается в возвратный механизм 70. После этого продвижение муфты 50 вниз под действием давления продолжается, в результате чего смещающий элемент 74 будет аккумулировать энергию (заряжаться), пока возвратная муфта 71 не упрется в уступ 35. В этом положении проход 54 муфты совмещен с первым проходом 40 корпуса 32, и, таким образом, инструмент 30 для разрыва пласта установлен в первое рабочее положение (см. фиг.2). Соответственно, жидкость для разрыва пласта может накачиваться из сквозного канала 38, через проход 54 муфты и через первый проход 40 в скважину или в породу пласта для осуществления его разрыва.
Как показано на фиг.3, после подачи достаточного количества жидкости для разрыва пласта в скважину или в необсаженный ствол, шар 62 удаляют из сферического гнезда с использованием любого способа, известного специалистам в данной области техники. Например, шар 62 может быть извлечен из сферического гнезда 60 путем повышения давления жидкости для разрыва пласта, прокачиваемой вниз по сквозному каналу 38, пока шар 62 не будет продавлен сквозь гнездо 60, так что шар сможет упасть на дно скважины. В альтернативном варианте шар 62 может быть извлечен из сферического гнезда 60 путем снижения давления жидкости для разрыва пласта, прокачиваемой по сквозному каналу 38, так что шар может всплыть по скважине на поверхность.
Снижение давления жидкости для разрыва пласта, либо после продавливания шара 62 через сферическое гнездо 60, либо для того, чтобы шар 62 мог всплыть на поверхность, позволяет смещающему элементу 74 преодолеть действующее вниз давление жидкости, которая прокачивается или прокачивалась по сквозному каналу 38. После того как действующая вверх сила смещающего элемента 74 преодолеет действующее вниз давление жидкости, которая прокачивается или прокачивалась по сквозному каналу 38, обратный механизм 70 начинает двигаться вверх и, соответственно, толкает вверх муфту 50 из первого рабочего положения (фиг.2) во второе рабочее положение (фиг.3). В этом положении проход 54 муфты совмещен со вторым проходом 42 корпуса 32, и, таким образом, инструмент 30 разрыва пласта установлен во второе рабочее положение (фиг.3). Соответственно, добываемые флюиды, такие как нефть, газ и вода, могут выходить из скважины или из пласта в сквозной канал 38, так что они могут собираться на поверхности.
При работе инструмент 30 для разрыва пласта размещен в лифтовой или в обсадной колонне труб с помощью фиксирующих элементов (не показаны), расположенных на верхнем и нижнем концах корпуса 32. Затем колонна опускается в скважину в нужное положение. На этом подготовительном этапе муфта 50 и, соответственно, инструмент 30 разрыва пласта находятся в положении спуска (фиг.1), так что первый 40 и второй 42 проходы закрыты.
Сквозной канал 52 имеет сужение, и муфта 50 перемещается из первого рабочего положения во второе рабочее положение. В одном из вариантов осуществления изобретения сечение сквозного канала 52 уменьшается в результате сбрасывания запорного элемента, такого как шар 60, в сквозной канал 38 и его посадки в гнездо. Жидкость для разрыва пласта прокачивается вниз по сквозному каналу 38 для освобождения муфты 50 и проталкивания ее вниз. Муфта 50 упирается в возвратный механизм 70 и толкает его вниз, пока он не упрется в ограничитель, расположенный на внутренней поверхности 34 стенки, например, в упор-ограничитель 35. В результате, возвратный механизм аккумулирует энергию (заряжается).
Когда возвратный механизм 70 заряжен, муфта 50 и, соответственно, инструмент 30 для разрыва пласта находятся в первом рабочем положении (фиг.2), так что проход 54 муфты совмещен с первым проходом 40 корпуса 32. Поэтому жидкость для разрыва пласта может проходить из сквозного канала 38 в скважину или в пласт для его разрыва. После определенного времени, необходимого для осуществления разрыва пласта для интенсификации добычи углеводородов из скважины, прокачивание жидкости для разрыва пласта вниз по сквозному каналу 38 прекращается. В одном из вариантов осуществления изобретения сквозной канал 52 полностью открыт, то есть сечение в нем больше не ограничивается, до его перемещения из первого рабочего положения (фиг.2) во второе рабочее положение (фиг.3) или в процессе такого перемещения. При снижении давления жидкости для разрыва пласта, в результате которого муфта 50 упирается в возвратный механизм 70, заряженный возвратный механизм 70 будет двигать муфту 50 вверх из первого рабочего положения (фиг.2) во второе рабочее положение (фиг.3). В результате проход 54 муфты будет выровнен со вторым проходом 42 в корпусе 32, а первый проход 40 будет закрыт.
Когда муфта 50 находится во втором рабочем положении (фиг.3), добываемые флюиды могут проходить из скважины или из пласта через второй проход 42 в сквозной канал 38 и далее подниматься по скважине на поверхность.
Как это будет понятно специалистам в данной области техники, перемещение инструмента 30 для разрыва пласта из первого рабочего положения (фиг.2) во второе рабочее положение (фиг.3) не потребовало проведения дополнительных спуско-подъемных операций с использованием других инструментов или приборов. Все, что потребовалось для такого перемещения, - это снижение давления жидкости для разрыва пласта, которое прижимает муфту 50 к возвратному механизму 70, либо для обеспечения устранения сужения сквозного канала 52 и перемещения муфты 50 из первого рабочего положения (фиг.2) во второе рабочее положение (фиг.3), либо для облегчения перемещения муфты 50 из первого рабочего положения (фиг.2) во второе рабочее положение (фиг.3), после того как сужение сквозного канала 52 будет устранено другим способом, не требующим проведения дополнительных операций с использованием других инструментов или приборов, например путем продавливания шара 62 сквозь сферическое гнездо 60. В другом варианте осуществления изобретения для проведения операции разрыва пласта, то есть когда инструмент 30 для разрыва пласта находится в первом рабочем положении, ограничение сечения сквозного канала 52 не требуется. В другом варианте ограничение сечения сквозного канала 52 может сохраняться при проведении операции разрыва пласта, когда инструмент 30 разрыва пласта находится во втором рабочем положении.
В рассмотренных вариантах со ссылками на фиг.1-3 направление вверх, к поверхности (не показана), - это направление к верхней части фиг.1-3 и направление к дну скважины (противоположно направлению к поверхности) - это направление к нижней части фиг.1-3. Иными словами, термины "вверх" и "вниз" используются в отношении фиг.1-3 для указания направления по вертикали на этих фигурах. Однако необходимо понимать, что инструмент 30 для разрыва пласта может быть расположен в горизонтальной или иным образом наклоненной скважине, так что выражения "вверх" и "вниз" уже не будут означать вертикальное направление.
Необходимо понимать, что изобретение не ограничивается указанными в описании деталями конструкции и работы устройства, а также указанными материалами или конкретными описанными вариантами осуществления изобретения, а также их модификациями и эквивалентами, которые очевидны специалистам в данной области техники. Например, возвратный механизм может содержать тарельчатую пружину или же деформируемый эластомер, или прорезиненный элемент. Более того, в качестве возвратного механизма может использоваться исполнительное устройство, приводимое в действие гидравлическим давлением, гидростатическим давлением или электроэнергией, например, из аккумуляторов с электрическими таймерами. Кроме того, исполнительное устройство, обеспечивающее перемещение муфты из первого рабочего положения во второе рабочее положение, может быть поршнем, который перемещается под действием гидростатического или другого давления. Поэтому изобретение ограничивается только объемом прилагаемой формулы.
Claims (20)
1. Инструмент для разрыва пласта, имеющий положение спуска, первое рабочее положение и второе рабочее положение и содержащий: корпус, имеющий внутреннюю поверхность стенки, формирующую этот канал, первый проход и второй проход, расположенный над первым проходом; муфту, установленную с возможностью скольжения по внутренней поверхности стенки корпуса и имеющую проход и приводной механизм для перемещения муфты из положения спуска в первое рабочее положение; и возвратный механизм, установленный с возможностью скольжения по внутренней поверхности стенки и функционально связанный с муфтой, причем возвратный механизм имеет смещающий элемент, который заряжен энергией при первом рабочем положении и разряжен при втором рабочем положении; причем в положении спуска проход муфты закрывает первый и второй проходы в корпусе, в первом рабочем положении проход муфты совмещается с первым проходом в корпусе, а второй проход при этом закрыт муфтой, и во втором рабочем положении проход муфты совмещается со вторым проходом в корпусе, а первый проход при этом закрыт муфтой.
2. Инструмент по п.1, в котором приводной механизм содержит гнездо, расположенное в канале муфты с возможностью приведения в действие запорным элементом, так что муфта может быть перемещена из положения спуска в первое рабочее положение давлением текучей среды, прижимающим запорный элемент в гнезде.
3. Инструмент по п.1, в котором гнездо представляет собой сферическое гнездо, а в качестве запорного элемента используется шар.
4. Инструмент по п.1, в котором внутренняя поверхность стенки снабжена уступом, функционально связанным с смещающим элементом, и уступом-ограничителем, функционально связанным с возвратным механизмом.
5. Инструмент по п.4, в котором возвратный механизм содержит возвратную муфту, имеющую головку, шток и канал, проходящий через нее в продольном направлении.
6. Инструмент по п.5, в котором головка, шток, внутренняя поверхность стенки и уступ формируют камеру, где расположен смещающий элемент.
7. Инструмент по п.6, в котором смещающий элемент представляет собой цилиндрическую пружину.
8. Инструмент по п.1, в котором муфта содержит освобождаемый фиксатор для удерживания муфты в положении спуска.
9. Инструмент по п.7, в котором освобождаемый фиксатор содержит фланец, расположенный на муфте и функционально связанный с углублением, расположенным вдоль внутренней поверхности стенки корпуса.
10. Инструмент по п.1, в котором возвратный механизм расположен ниже муфты и содержит поверхность, взаимодействующую с муфтой в первом и втором рабочих положениях.
11. Инструмент для разрыва пласта, имеющий положение спуска, первое рабочее положение и второе рабочее положение и содержащий: корпус, имеющий канал, внутреннюю поверхность стенки, формирующую этот канал, внешнюю поверхность стенки, первый проход и второй проход, каждый из которых обеспечивает сообщение по текучей среде с каналом через внутреннюю и внешнюю поверхности стенки, причем первый проход расположен ниже второго прохода, который имеет размещенный в нем фильтр; муфту, установленную с возможностью скольжения по внутренней поверхности стенки корпуса и имеющую проход и гнездо, расположенное в канале муфты и имеющее поверхность взаимодействия с запорным элементом для ограничения потока текучей среды через канал муфты, так что муфта может быть перемещена из положения спуска в первое рабочее положение давлением текучей среды, прижимающим запорный элемент в гнезде; и возвратный механизм, установленный с возможностью скольжения по внутренней поверхности стенки, функционально связанный с муфтой и имеющий смещающий элемент, который заряжается энергией при перемещении муфты из положения спуска в первое рабочее положение; причем в положении спуска проход муфты закрывает первый и второй проходы в корпусе, в первом рабочем положении проход муфты совмещается с первым проходом в корпусе, а второй проход при этом закрыт муфтой, и во втором рабочем положении проход муфты совмещается со вторым проходом в корпусе, а первый проход при этом закрыт муфтой.
12. Инструмент по п.11, в котором возвратный механизм расположен ниже муфты и содержит поверхность, взаимодействующую с муфтой в первом и втором рабочих положениях.
13. Инструмент по п.11, в котором внутренняя поверхность стенки снабжена уступом, функционально связанным со смещающим элементом, и уступом-ограничителем, функционально связанным с возвратным механизмом, который содержит возвратную муфту, имеющую головку, шток и канал, проходящий через нее в продольном направлении.
14. Инструмент по п.13, в котором головка, шток, внутренняя поверхность стенки и уступ формируют камеру, где расположен смещающий элемент.
15. Инструмент по п.14, в котором смещающий элемент представляет собой упругий элемент.
16. Инструмент по п.15, в котором упругий элемент представляет собой цилиндрическую пружину.
17. Способ осуществления разрыва пласта и добычи флюидов из скважины, в котором: а) размещают в колонне труб инструмент для разрыва пласта, содержащий корпус, имеющий канал, формируемый внутренней поверхностью стенки, внешнюю поверхность стенки, первый проход и второй проход, каждый из которых обеспечивает сообщение по текучей среде с каналом через внутреннюю и внешнюю поверхности стенки, причем первый проход расположен ниже второго прохода, муфту, установленную с возможностью скольжения по внутренней поверхности стенки корпуса и имеющую проход, положение спуска, первое рабочее положение и второе рабочее положение, причем проход муфты совмещается с первым проходом в первом рабочем положении и со вторым проходом во втором рабочем положении, и возвратный механизм, функционально связанный с муфтой и установленный с возможностью скольжения по внутренней поверхности стенки корпуса; б) опускают колонну труб в скважину; в) перемещают муфту из положения спуска в первое рабочее положение, в результате чего заряжается энергией возвратный механизм; г) осуществляют разрыв пласта в первом рабочем положении путем нагнетания текучей среды для разрыва пласта через канал, через проход муфты, через первый проход и в скважину; д) уменьшают поток текучей среды для разрыва пласта через канал, через проход муфты и через первый проход; е) перемещают муфту из первого рабочего положения во второе рабочее положение путем высвобождения энергии, аккумулированной в возвратном механизме для перемещения муфты из первого рабочего положения во второе рабочее положение; и ж) осуществляют добычу флюидов из скважины, которые проходят из нее через второй проход, через проход муфты и в канал корпуса.
18. Способ по п.17, в котором муфту перемещают из положения спуска в первое рабочее положение путем установки запорного элемента в гнездо, расположенное внутри канала муфты, так что над запорным элементом возрастает давление текучей среды, толкающее муфту для перемещения из положения спуска в первое рабочее положение.
19. Способ по п.17, в котором возвратный механизм заряжают энергией путем сжатия упругого элемента.
20. Способ по п.17, в котором возвратный механизм заряжают путем его перемещения из статического положения в заряженное положение путем введения муфты во взаимодействие с возвратным механизмом и толкания возвратного механизма до упора в уступ, проходящий по внутренней поверхности стенки корпуса.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US11/895,714 US7703510B2 (en) | 2007-08-27 | 2007-08-27 | Interventionless multi-position frac tool |
| US11/895,714 | 2007-08-27 | ||
| PCT/US2008/073457 WO2009029437A1 (en) | 2007-08-27 | 2008-08-18 | Interventionless multi-position frac tool |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2010111360A RU2010111360A (ru) | 2011-10-10 |
| RU2469188C2 true RU2469188C2 (ru) | 2012-12-10 |
Family
ID=40387707
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2010111360/03A RU2469188C2 (ru) | 2007-08-27 | 2008-08-18 | Многопозиционный инструмент для разрыва пласта без проведения дополнительных спуско-подъемных операций |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7703510B2 (ru) |
| AU (1) | AU2008293713B2 (ru) |
| BR (1) | BRPI0816089B1 (ru) |
| EG (1) | EG25223A (ru) |
| GB (1) | GB2464432B (ru) |
| NO (1) | NO344674B1 (ru) |
| RU (1) | RU2469188C2 (ru) |
| WO (1) | WO2009029437A1 (ru) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2567905C1 (ru) * | 2014-11-05 | 2015-11-10 | Акционерное общество "Новомет-Пермь" (АО "Новомет-Пермь") | Муфта для многостадийного гидроразрыва пласта |
| US9488035B2 (en) | 2012-12-13 | 2016-11-08 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Sliding sleeve having deformable ball seat |
| RU2734968C2 (ru) * | 2016-05-06 | 2020-10-26 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Пробка для гидравлического разрыва |
| US11661813B2 (en) | 2020-05-19 | 2023-05-30 | Schlumberger Technology Corporation | Isolation plugs for enhanced geothermal systems |
Families Citing this family (163)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US9682425B2 (en) | 2009-12-08 | 2017-06-20 | Baker Hughes Incorporated | Coated metallic powder and method of making the same |
| US9079246B2 (en) | 2009-12-08 | 2015-07-14 | Baker Hughes Incorporated | Method of making a nanomatrix powder metal compact |
| US9101978B2 (en) | 2002-12-08 | 2015-08-11 | Baker Hughes Incorporated | Nanomatrix powder metal compact |
| US9109429B2 (en) | 2002-12-08 | 2015-08-18 | Baker Hughes Incorporated | Engineered powder compact composite material |
| US8403037B2 (en) | 2009-12-08 | 2013-03-26 | Baker Hughes Incorporated | Dissolvable tool and method |
| US7762323B2 (en) * | 2006-09-25 | 2010-07-27 | W. Lynn Frazier | Composite cement retainer |
| AU2007345288B2 (en) | 2007-01-25 | 2011-03-24 | Welldynamics, Inc. | Casing valves system for selective well stimulation and control |
| US7950461B2 (en) * | 2007-11-30 | 2011-05-31 | Welldynamics, Inc. | Screened valve system for selective well stimulation and control |
| CA2704834C (en) * | 2007-11-30 | 2013-01-15 | Welldynamics, Inc. | Screened valve system for selective well stimulation and control |
| US8127847B2 (en) * | 2007-12-03 | 2012-03-06 | Baker Hughes Incorporated | Multi-position valves for fracturing and sand control and associated completion methods |
| US20100000727A1 (en) * | 2008-07-01 | 2010-01-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and method for inflow control |
| US8960292B2 (en) * | 2008-08-22 | 2015-02-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | High rate stimulation method for deep, large bore completions |
| US8439116B2 (en) | 2009-07-24 | 2013-05-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for inducing fracture complexity in hydraulically fractured horizontal well completions |
| US9796918B2 (en) | 2013-01-30 | 2017-10-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing fluids and methods of making and using same |
| US9016376B2 (en) | 2012-08-06 | 2015-04-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and wellbore servicing apparatus for production completion of an oil and gas well |
| US8887803B2 (en) | 2012-04-09 | 2014-11-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multi-interval wellbore treatment method |
| US8631872B2 (en) | 2009-09-24 | 2014-01-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Complex fracturing using a straddle packer in a horizontal wellbore |
| US8261761B2 (en) | 2009-05-07 | 2012-09-11 | Baker Hughes Incorporated | Selectively movable seat arrangement and method |
| US8272445B2 (en) | 2009-07-15 | 2012-09-25 | Baker Hughes Incorporated | Tubular valve system and method |
| US8251154B2 (en) | 2009-08-04 | 2012-08-28 | Baker Hughes Incorporated | Tubular system with selectively engagable sleeves and method |
| US8291988B2 (en) | 2009-08-10 | 2012-10-23 | Baker Hughes Incorporated | Tubular actuator, system and method |
| US8397823B2 (en) | 2009-08-10 | 2013-03-19 | Baker Hughes Incorporated | Tubular actuator, system and method |
| US8695710B2 (en) * | 2011-02-10 | 2014-04-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for individually servicing a plurality of zones of a subterranean formation |
| US8276675B2 (en) | 2009-08-11 | 2012-10-02 | Halliburton Energy Services Inc. | System and method for servicing a wellbore |
| US8668012B2 (en) * | 2011-02-10 | 2014-03-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for servicing a wellbore |
| US8668016B2 (en) | 2009-08-11 | 2014-03-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for servicing a wellbore |
| US8291980B2 (en) | 2009-08-13 | 2012-10-23 | Baker Hughes Incorporated | Tubular valving system and method |
| US8479823B2 (en) | 2009-09-22 | 2013-07-09 | Baker Hughes Incorporated | Plug counter and method |
| US8316951B2 (en) | 2009-09-25 | 2012-11-27 | Baker Hughes Incorporated | Tubular actuator and method |
| US8418769B2 (en) | 2009-09-25 | 2013-04-16 | Baker Hughes Incorporated | Tubular actuator and method |
| US8646531B2 (en) * | 2009-10-29 | 2014-02-11 | Baker Hughes Incorporated | Tubular actuator, system and method |
| US8347965B2 (en) * | 2009-11-10 | 2013-01-08 | Sanjel Corporation | Apparatus and method for creating pressure pulses in a wellbore |
| US8272443B2 (en) | 2009-11-12 | 2012-09-25 | Halliburton Energy Services Inc. | Downhole progressive pressurization actuated tool and method of using the same |
| US9227243B2 (en) | 2009-12-08 | 2016-01-05 | Baker Hughes Incorporated | Method of making a powder metal compact |
| US8528633B2 (en) | 2009-12-08 | 2013-09-10 | Baker Hughes Incorporated | Dissolvable tool and method |
| US9127515B2 (en) | 2010-10-27 | 2015-09-08 | Baker Hughes Incorporated | Nanomatrix carbon composite |
| US10240419B2 (en) | 2009-12-08 | 2019-03-26 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Downhole flow inhibition tool and method of unplugging a seat |
| GB0921440D0 (en) * | 2009-12-08 | 2010-01-20 | Corpro Systems Ltd | Apparatus and method |
| US9243475B2 (en) | 2009-12-08 | 2016-01-26 | Baker Hughes Incorporated | Extruded powder metal compact |
| EP2521839A1 (en) | 2010-01-04 | 2012-11-14 | Packers Plus Energy Services Inc. | Wellbore treatment apparatus and method |
| WO2011088013A2 (en) * | 2010-01-12 | 2011-07-21 | Schlumberger Canada Limited | Downhole hydraulic coupling assembly |
| JP2011157155A (ja) | 2010-01-29 | 2011-08-18 | Brother Industries Ltd | 画像記録装置 |
| US20110198096A1 (en) * | 2010-02-15 | 2011-08-18 | Tejas Research And Engineering, Lp | Unlimited Downhole Fracture Zone System |
| WO2011106579A2 (en) * | 2010-02-25 | 2011-09-01 | Hansen Energy Solutions Llc | Wellbore valve, wellbore system, and method of producing reservoir fluids |
| US9279311B2 (en) * | 2010-03-23 | 2016-03-08 | Baker Hughes Incorporation | System, assembly and method for port control |
| US8403068B2 (en) | 2010-04-02 | 2013-03-26 | Weatherford/Lamb, Inc. | Indexing sleeve for single-trip, multi-stage fracing |
| US8505639B2 (en) | 2010-04-02 | 2013-08-13 | Weatherford/Lamb, Inc. | Indexing sleeve for single-trip, multi-stage fracing |
| US20110284232A1 (en) | 2010-05-24 | 2011-11-24 | Baker Hughes Incorporated | Disposable Downhole Tool |
| US8356671B2 (en) * | 2010-06-29 | 2013-01-22 | Baker Hughes Incorporated | Tool with multi-size ball seat having segmented arcuate ball support member |
| US8739864B2 (en) | 2010-06-29 | 2014-06-03 | Baker Hughes Incorporated | Downhole multiple cycle tool |
| US9371708B2 (en) * | 2010-07-09 | 2016-06-21 | National Oilwell Varco, L.P. | Circulation sub and method for using same |
| US8297358B2 (en) * | 2010-07-16 | 2012-10-30 | Baker Hughes Incorporated | Auto-production frac tool |
| US8789600B2 (en) | 2010-08-24 | 2014-07-29 | Baker Hughes Incorporated | Fracing system and method |
| WO2012024773A1 (en) * | 2010-08-24 | 2012-03-01 | Sure Tech Tool Services Inc. | Apparatus and method for fracturing a well |
| WO2012037645A1 (en) * | 2010-09-22 | 2012-03-29 | Packers Plus Energy Services Inc. | Wellbore frac tool with inflow control |
| US9797221B2 (en) | 2010-09-23 | 2017-10-24 | Packers Plus Energy Services Inc. | Apparatus and method for fluid treatment of a well |
| US9562419B2 (en) * | 2010-10-06 | 2017-02-07 | Colorado School Of Mines | Downhole tools and methods for selectively accessing a tubular annulus of a wellbore |
| US9090955B2 (en) | 2010-10-27 | 2015-07-28 | Baker Hughes Incorporated | Nanomatrix powder metal composite |
| EP2640930A1 (en) | 2010-11-19 | 2013-09-25 | Packers Plus Energy Services Inc. | Kobe sub, wellbore tubing string apparatus and method |
| EP2466059A1 (en) * | 2010-12-17 | 2012-06-20 | Welltec A/S | Sliding sleeve |
| US9382790B2 (en) * | 2010-12-29 | 2016-07-05 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for completing a multi-stage well |
| US20120186803A1 (en) * | 2011-01-21 | 2012-07-26 | Baker Hughes Incorporated | Combined Fracturing Outlet and Production Port for a Tubular String |
| US8662162B2 (en) | 2011-02-03 | 2014-03-04 | Baker Hughes Incorporated | Segmented collapsible ball seat allowing ball recovery |
| US9045953B2 (en) | 2011-03-14 | 2015-06-02 | Baker Hughes Incorporated | System and method for fracturing a formation and a method of increasing depth of fracturing of a formation |
| US8631876B2 (en) | 2011-04-28 | 2014-01-21 | Baker Hughes Incorporated | Method of making and using a functionally gradient composite tool |
| US9080098B2 (en) | 2011-04-28 | 2015-07-14 | Baker Hughes Incorporated | Functionally gradient composite article |
| RU2013153362A (ru) * | 2011-05-03 | 2015-06-10 | Пакерс Плюс Энерджи Сервисиз Инк. | Клапан со скользящей муфтой и способ обработки текучей средой подземного пласта |
| US8869898B2 (en) | 2011-05-17 | 2014-10-28 | Baker Hughes Incorporated | System and method for pinpoint fracturing initiation using acids in open hole wellbores |
| US8893811B2 (en) | 2011-06-08 | 2014-11-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Responsively activated wellbore stimulation assemblies and methods of using the same |
| US9139928B2 (en) | 2011-06-17 | 2015-09-22 | Baker Hughes Incorporated | Corrodible downhole article and method of removing the article from downhole environment |
| US9200502B2 (en) * | 2011-06-22 | 2015-12-01 | Schlumberger Technology Corporation | Well-based fluid communication control assembly |
| CA2839377C (en) * | 2011-06-22 | 2020-10-13 | China Petroleum & Chemical Corporation | Sleeve fracturing assembly, device using the same and method for using the same |
| US9057260B2 (en) * | 2011-06-29 | 2015-06-16 | Baker Hughes Incorporated | Through tubing expandable frac sleeve with removable barrier |
| US9707739B2 (en) | 2011-07-22 | 2017-07-18 | Baker Hughes Incorporated | Intermetallic metallic composite, method of manufacture thereof and articles comprising the same |
| US8783365B2 (en) * | 2011-07-28 | 2014-07-22 | Baker Hughes Incorporated | Selective hydraulic fracturing tool and method thereof |
| US8555960B2 (en) | 2011-07-29 | 2013-10-15 | Baker Hughes Incorporated | Pressure actuated ported sub for subterranean cement completions |
| US9643250B2 (en) | 2011-07-29 | 2017-05-09 | Baker Hughes Incorporated | Method of controlling the corrosion rate of alloy particles, alloy particle with controlled corrosion rate, and articles comprising the particle |
| US9833838B2 (en) | 2011-07-29 | 2017-12-05 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method of controlling the corrosion rate of alloy particles, alloy particle with controlled corrosion rate, and articles comprising the particle |
| US9057242B2 (en) | 2011-08-05 | 2015-06-16 | Baker Hughes Incorporated | Method of controlling corrosion rate in downhole article, and downhole article having controlled corrosion rate |
| US9033055B2 (en) * | 2011-08-17 | 2015-05-19 | Baker Hughes Incorporated | Selectively degradable passage restriction and method |
| US9523261B2 (en) | 2011-08-19 | 2016-12-20 | Weatherford Technology Holdings, Llc | High flow rate multi array stimulation system |
| US8899334B2 (en) | 2011-08-23 | 2014-12-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for servicing a wellbore |
| US9090956B2 (en) | 2011-08-30 | 2015-07-28 | Baker Hughes Incorporated | Aluminum alloy powder metal compact |
| US9109269B2 (en) | 2011-08-30 | 2015-08-18 | Baker Hughes Incorporated | Magnesium alloy powder metal compact |
| US9856547B2 (en) | 2011-08-30 | 2018-01-02 | Bakers Hughes, A Ge Company, Llc | Nanostructured powder metal compact |
| US9643144B2 (en) | 2011-09-02 | 2017-05-09 | Baker Hughes Incorporated | Method to generate and disperse nanostructures in a composite material |
| US9133695B2 (en) | 2011-09-03 | 2015-09-15 | Baker Hughes Incorporated | Degradable shaped charge and perforating gun system |
| US9187990B2 (en) | 2011-09-03 | 2015-11-17 | Baker Hughes Incorporated | Method of using a degradable shaped charge and perforating gun system |
| US9347119B2 (en) | 2011-09-03 | 2016-05-24 | Baker Hughes Incorporated | Degradable high shock impedance material |
| WO2013037055A1 (en) | 2011-09-12 | 2013-03-21 | Packers Plus Energy Services Inc. | Wellbore frac tool with inflow control |
| US10364629B2 (en) | 2011-09-13 | 2019-07-30 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole component having dissolvable components |
| US9752407B2 (en) | 2011-09-13 | 2017-09-05 | Schlumberger Technology Corporation | Expandable downhole seat assembly |
| US9033041B2 (en) * | 2011-09-13 | 2015-05-19 | Schlumberger Technology Corporation | Completing a multi-stage well |
| US8662178B2 (en) | 2011-09-29 | 2014-03-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Responsively activated wellbore stimulation assemblies and methods of using the same |
| WO2013075235A1 (en) * | 2011-11-21 | 2013-05-30 | Packers Plus Energy Services Inc. | Inflow control solutions for wellbores |
| US8881821B2 (en) * | 2011-12-07 | 2014-11-11 | Baker Hughes Incorporated | Ball seat milling and re-fracturing method |
| US9010416B2 (en) | 2012-01-25 | 2015-04-21 | Baker Hughes Incorporated | Tubular anchoring system and a seat for use in the same |
| US9068428B2 (en) | 2012-02-13 | 2015-06-30 | Baker Hughes Incorporated | Selectively corrodible downhole article and method of use |
| US8991509B2 (en) | 2012-04-30 | 2015-03-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Delayed activation activatable stimulation assembly |
| US9605508B2 (en) | 2012-05-08 | 2017-03-28 | Baker Hughes Incorporated | Disintegrable and conformable metallic seal, and method of making the same |
| US9784070B2 (en) | 2012-06-29 | 2017-10-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for servicing a wellbore |
| WO2014028235A1 (en) * | 2012-08-16 | 2014-02-20 | Thru Tubiing Solutions, Inc. | Drill pipe perforator apparatus and method of use |
| US9359865B2 (en) | 2012-10-15 | 2016-06-07 | Baker Hughes Incorporated | Pressure actuated ported sub for subterranean cement completions |
| US9353599B2 (en) * | 2012-11-09 | 2016-05-31 | Watson Well Solutions, Llc | Pressure response fracture port tool for use in hydraulic fracturing applications |
| US20140151043A1 (en) | 2012-12-03 | 2014-06-05 | Schlumberger Technology Corporation | Stabilized fluids in well treatment |
| US9394777B2 (en) | 2012-12-07 | 2016-07-19 | CNPC USA Corp. | Pressure controlled multi-shift frac sleeve system |
| US9260940B2 (en) | 2013-01-22 | 2016-02-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Pressure testing valve and method of using the same |
| US9988867B2 (en) | 2013-02-01 | 2018-06-05 | Schlumberger Technology Corporation | Deploying an expandable downhole seat assembly |
| US9290998B2 (en) | 2013-02-25 | 2016-03-22 | Baker Hughes Incorporated | Actuation mechanisms for downhole assemblies and related downhole assemblies and methods |
| US9631468B2 (en) | 2013-09-03 | 2017-04-25 | Schlumberger Technology Corporation | Well treatment |
| US9816339B2 (en) | 2013-09-03 | 2017-11-14 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Plug reception assembly and method of reducing restriction in a borehole |
| US9587477B2 (en) | 2013-09-03 | 2017-03-07 | Schlumberger Technology Corporation | Well treatment with untethered and/or autonomous device |
| US10487625B2 (en) | 2013-09-18 | 2019-11-26 | Schlumberger Technology Corporation | Segmented ring assembly |
| US9644452B2 (en) | 2013-10-10 | 2017-05-09 | Schlumberger Technology Corporation | Segmented seat assembly |
| NO3044084T3 (ru) | 2013-12-04 | 2018-04-14 | ||
| US10689740B2 (en) | 2014-04-18 | 2020-06-23 | Terves, LLCq | Galvanically-active in situ formed particles for controlled rate dissolving tools |
| US11167343B2 (en) | 2014-02-21 | 2021-11-09 | Terves, Llc | Galvanically-active in situ formed particles for controlled rate dissolving tools |
| US10150713B2 (en) | 2014-02-21 | 2018-12-11 | Terves, Inc. | Fluid activated disintegrating metal system |
| US10865465B2 (en) | 2017-07-27 | 2020-12-15 | Terves, Llc | Degradable metal matrix composite |
| US9428991B1 (en) | 2014-03-16 | 2016-08-30 | Elie Robert Abi Aad | Multi-frac tool |
| US9816350B2 (en) | 2014-05-05 | 2017-11-14 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Delayed opening pressure actuated ported sub for subterranean use |
| US10161219B2 (en) | 2014-05-12 | 2018-12-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Gravel pack-circulating sleeve with hydraulic lock |
| CN105089601B (zh) * | 2014-05-14 | 2018-04-03 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种无限级滑套及工艺方法 |
| US10487621B2 (en) * | 2014-05-20 | 2019-11-26 | Interra Energy Services Ltd. | Method and apparatus of steam injection of hydrocarbon wells |
| WO2015199660A1 (en) * | 2014-06-24 | 2015-12-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multi-acting downhole tool arrangement |
| US10352115B2 (en) | 2014-07-25 | 2019-07-16 | Schlumberger Technology Corporation | Preventing fluid loss |
| DK3237724T3 (da) | 2014-12-23 | 2021-04-26 | Ncs Multistage Inc | Borehulsstrømningsreguleringsapparat med filter |
| US9910026B2 (en) | 2015-01-21 | 2018-03-06 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | High temperature tracers for downhole detection of produced water |
| BR112017015275B1 (pt) * | 2015-02-18 | 2022-06-28 | Halliburton Energy Services, Inc | Sistema de fundo de poço, e, método de operar poço |
| US10378303B2 (en) | 2015-03-05 | 2019-08-13 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Downhole tool and method of forming the same |
| KR101753110B1 (ko) * | 2015-06-30 | 2017-07-05 | 한국생산기술연구원 | 심도가변형 지열정 파이프 |
| AU2015401508A1 (en) * | 2015-07-09 | 2017-12-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore plug sealing assembly |
| CA2994155A1 (en) | 2015-07-31 | 2017-02-09 | Neil H. Akkerman | Top-down fracturing system |
| US10221637B2 (en) | 2015-08-11 | 2019-03-05 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Methods of manufacturing dissolvable tools via liquid-solid state molding |
| US10184316B2 (en) * | 2015-09-03 | 2019-01-22 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Three position interventionless treatment and production valve assembly |
| RU2733998C2 (ru) * | 2015-09-04 | 2020-10-09 | Нэшнл Ойлвэл Варко, Л.П. | Устройство, системы и способы многоступенчатой стимуляции |
| AU2015410633B2 (en) * | 2015-09-29 | 2021-05-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Closing sleeve assembly with ported sleeve |
| US10016810B2 (en) | 2015-12-14 | 2018-07-10 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Methods of manufacturing degradable tools using a galvanic carrier and tools manufactured thereof |
| US10280712B2 (en) | 2016-02-24 | 2019-05-07 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Hydraulically actuated fluid communication mechanism |
| GB2595365B (en) | 2016-05-03 | 2022-03-09 | Darcy Tech Limited | Downhole apparatus |
| US10538988B2 (en) | 2016-05-31 | 2020-01-21 | Schlumberger Technology Corporation | Expandable downhole seat assembly |
| US10260314B2 (en) * | 2016-06-23 | 2019-04-16 | Vertice Oil Tools | Methods and systems for a pin point frac sleeves system |
| US11078753B2 (en) | 2016-09-16 | 2021-08-03 | Ncs Multistage Inc. | Wellbore flow control apparatus with solids control |
| RU168113U1 (ru) * | 2016-10-11 | 2017-01-18 | Общество с ограниченной ответственностью "Комплекс" | Клапан-отсекатель с гильзовым затвором |
| RU2636187C1 (ru) * | 2016-10-11 | 2017-11-21 | Общество с ограниченной ответственностью "Комплекс" | Управляемый клапан-отсекатель |
| RU167753U1 (ru) * | 2016-10-11 | 2017-01-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Комплекс" | Клапан-отсекатель |
| MY201369A (en) * | 2016-11-15 | 2024-02-20 | Halliburton Energy Services Inc | Top-down squeeze system and method |
| BR112019007514A2 (pt) | 2016-11-15 | 2019-07-02 | Halliburton Energy Services Inc | subconjunto de ferramenta de fundo de poço e método para direcionar o fluxo de fundo de poço em um furo de poço |
| US10975661B2 (en) * | 2017-04-05 | 2021-04-13 | Abd Technologies Llc | Top-down fracturing systems and methods |
| US10400555B2 (en) * | 2017-09-07 | 2019-09-03 | Vertice Oil Tools | Methods and systems for controlling substances flowing through in an inner diameter of a tool |
| US10533397B2 (en) * | 2017-10-04 | 2020-01-14 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Ball drop two stage valve |
| GB2583283B (en) | 2018-01-30 | 2022-07-13 | Halliburton Energy Services Inc | Automatically shifting frac sleeves |
| US20190242215A1 (en) * | 2018-02-02 | 2019-08-08 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Wellbore treatment system |
| WO2019231658A1 (en) * | 2018-05-31 | 2019-12-05 | Vertice Oil Tools | Methods and systems for cementing through screens |
| CA3132876A1 (en) * | 2019-03-08 | 2020-09-17 | Ncs Multistage Inc. | Downhole flow controller |
| US10961821B1 (en) * | 2019-09-12 | 2021-03-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Ball actuated sleeve with closing feature |
| US11608714B2 (en) * | 2019-11-12 | 2023-03-21 | Aimin Chen | Switch sliding sleeve device for oil-gas exploitation and switching method thereof, oil-gas exploitation tool and switching method of wall through hole thereof |
| US11434720B2 (en) * | 2020-05-05 | 2022-09-06 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Modifiable three position sleeve for selective reservoir stimulation and production |
| CN111911124B (zh) * | 2020-08-26 | 2021-10-15 | 中国石油大学(北京) | 投球式聚能压裂工具 |
| WO2022081465A1 (en) * | 2020-10-12 | 2022-04-21 | Schlumberger Technology Corporation | Multiple position sleeve system for improved wellbore injection |
| AU2022333051A1 (en) | 2021-08-26 | 2024-04-11 | Colorado School Of Mines | System and method for harvesting geothermal energy from a subterranean formation |
| US11946337B2 (en) * | 2021-11-16 | 2024-04-02 | Saudi Arabian Oil Company | Lock tool for a subsurface safety valve |
| CN115110941B (zh) * | 2022-06-23 | 2023-06-20 | 大庆宏测技术服务有限公司 | 用于多层压裂的喷砂器 |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5443117A (en) * | 1994-02-07 | 1995-08-22 | Halliburton Company | Frac pack flow sub |
| RU2059803C1 (ru) * | 1992-12-30 | 1996-05-10 | Николай Петрович Пинчук | Устройство для гидроразрыва пласта |
| US5597040A (en) * | 1994-08-17 | 1997-01-28 | Western Company Of North America | Combination gravel packing/frac apparatus for use in a subterranean well bore |
| RU2138631C1 (ru) * | 1996-03-26 | 1999-09-27 | Полевщиков Геннадий Яковлевич | Устройство для образования направленных трещин |
| US6378612B1 (en) * | 1998-03-14 | 2002-04-30 | Andrew Philip Churchill | Pressure actuated downhole tool |
| US20030000702A1 (en) * | 2001-06-28 | 2003-01-02 | Streich Steven G. | Apparatus and method for sequentially packing an interval of a wellbore |
| RU2268359C1 (ru) * | 2004-06-23 | 2006-01-20 | Институт горного дела Сибирского отделения Российской академии наук | Устройство для гидроразрыва пород в скважине |
Family Cites Families (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4401158A (en) * | 1980-07-21 | 1983-08-30 | Baker International Corporation | One trip multi-zone gravel packing apparatus |
| US4541484A (en) * | 1984-08-29 | 1985-09-17 | Baker Oil Tools, Inc. | Combination gravel packing device and method |
| US4718494A (en) * | 1985-12-30 | 1988-01-12 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and apparatus for selectively controlling fluid communication between a pipe string and a well bore annulus |
| US4967841A (en) * | 1989-02-09 | 1990-11-06 | Baker Hughes Incorporated | Horizontal well circulation tool |
| US5325921A (en) * | 1992-10-21 | 1994-07-05 | Baker Hughes Incorporated | Method of propagating a hydraulic fracture using fluid loss control particulates |
| US5499678A (en) * | 1994-08-02 | 1996-03-19 | Halliburton Company | Coplanar angular jetting head for well perforating |
| US5722490A (en) * | 1995-12-20 | 1998-03-03 | Ely And Associates, Inc. | Method of completing and hydraulic fracturing of a well |
| US6832654B2 (en) * | 2001-06-29 | 2004-12-21 | Bj Services Company | Bottom hole assembly |
| US7078370B2 (en) * | 2001-09-19 | 2006-07-18 | Baker Hughes Incorporated | Biodegradable chelant compositions for fracturing fluid |
| US6886634B2 (en) * | 2003-01-15 | 2005-05-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand control screen assembly having an internal isolation member and treatment method using the same |
-
2007
- 2007-08-27 US US11/895,714 patent/US7703510B2/en active Active
-
2008
- 2008-08-18 WO PCT/US2008/073457 patent/WO2009029437A1/en active Application Filing
- 2008-08-18 GB GB1002659.9A patent/GB2464432B/en active Active
- 2008-08-18 AU AU2008293713A patent/AU2008293713B2/en active Active
- 2008-08-18 RU RU2010111360/03A patent/RU2469188C2/ru active IP Right Revival
- 2008-08-18 BR BRPI0816089-9A patent/BRPI0816089B1/pt active IP Right Grant
-
2010
- 2010-02-24 EG EG2010020306A patent/EG25223A/xx active
- 2010-03-10 NO NO20100332A patent/NO344674B1/no unknown
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2059803C1 (ru) * | 1992-12-30 | 1996-05-10 | Николай Петрович Пинчук | Устройство для гидроразрыва пласта |
| US5443117A (en) * | 1994-02-07 | 1995-08-22 | Halliburton Company | Frac pack flow sub |
| US5597040A (en) * | 1994-08-17 | 1997-01-28 | Western Company Of North America | Combination gravel packing/frac apparatus for use in a subterranean well bore |
| RU2138631C1 (ru) * | 1996-03-26 | 1999-09-27 | Полевщиков Геннадий Яковлевич | Устройство для образования направленных трещин |
| US6378612B1 (en) * | 1998-03-14 | 2002-04-30 | Andrew Philip Churchill | Pressure actuated downhole tool |
| US20030000702A1 (en) * | 2001-06-28 | 2003-01-02 | Streich Steven G. | Apparatus and method for sequentially packing an interval of a wellbore |
| RU2268359C1 (ru) * | 2004-06-23 | 2006-01-20 | Институт горного дела Сибирского отделения Российской академии наук | Устройство для гидроразрыва пород в скважине |
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US9488035B2 (en) | 2012-12-13 | 2016-11-08 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Sliding sleeve having deformable ball seat |
| RU2613697C2 (ru) * | 2012-12-13 | 2017-03-21 | Везерфорд Текнолоджи Холдингз, ЛЛК | Скользящая муфта с деформируемым шаровым гнездом |
| RU2615539C2 (ru) * | 2012-12-13 | 2017-04-05 | Везерфорд Текнолоджи Холдингз, ЛЛК | Скользящая муфта с инвертирующимся шаровым гнездом |
| RU2567905C1 (ru) * | 2014-11-05 | 2015-11-10 | Акционерное общество "Новомет-Пермь" (АО "Новомет-Пермь") | Муфта для многостадийного гидроразрыва пласта |
| RU2734968C2 (ru) * | 2016-05-06 | 2020-10-26 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Пробка для гидравлического разрыва |
| US11162345B2 (en) | 2016-05-06 | 2021-11-02 | Schlumberger Technology Corporation | Fracing plug |
| US11661813B2 (en) | 2020-05-19 | 2023-05-30 | Schlumberger Technology Corporation | Isolation plugs for enhanced geothermal systems |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| AU2008293713B2 (en) | 2013-08-22 |
| NO344674B1 (no) | 2020-03-02 |
| EG25223A (en) | 2011-11-17 |
| BRPI0816089B1 (pt) | 2018-05-15 |
| AU2008293713A1 (en) | 2009-03-05 |
| NO20100332L (no) | 2010-03-26 |
| GB2464432A (en) | 2010-04-21 |
| GB2464432B (en) | 2012-07-11 |
| RU2010111360A (ru) | 2011-10-10 |
| US20090056934A1 (en) | 2009-03-05 |
| GB201002659D0 (en) | 2010-04-07 |
| US7703510B2 (en) | 2010-04-27 |
| WO2009029437A1 (en) | 2009-03-05 |
| BRPI0816089A2 (pt) | 2015-04-07 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2469188C2 (ru) | Многопозиционный инструмент для разрыва пласта без проведения дополнительных спуско-подъемных операций | |
| US8757267B2 (en) | Pressure range delimited valve with close assist | |
| CA2804747C (en) | Auto-production frac tool | |
| US10364658B2 (en) | Downhole pump with controlled traveling valve | |
| US10774628B2 (en) | Hydraulically actuated downhole pump with traveling valve | |
| US20140284112A1 (en) | Mud saver valve and method of operation of same | |
| CA3016561C (en) | Bottom hole assembly for configuring between artificial lift systems | |
| US11035200B2 (en) | Downhole formation protection valve | |
| RU2730156C1 (ru) | Клапан перепускной управляемый | |
| RU2303116C1 (ru) | Универсальный клапан забойного двигателя | |
| RU2314410C2 (ru) | Имплозионный гидрогенератор давления многократного действия | |
| US20210148201A1 (en) | Tubing and annular gas lift | |
| RU2194152C2 (ru) | Скважинная установка для регулирования и отсекания потока среды | |
| RU60606U1 (ru) | Опрессовочный пакер | |
| RU2204695C2 (ru) | Способ закрытия клапана-отсекателя при извлечении электроцентробежного насоса из фонтанной скважины и устройство для его осуществления | |
| RU2779979C1 (ru) | Перепускной клапан | |
| US20220056784A1 (en) | Surge flow mitigation tool, system and method | |
| RU2644806C1 (ru) | Устройство для разработки многопластовой скважины | |
| US2262751A (en) | Pneumatic piston pump, differential type | |
| RU55013U1 (ru) | Пакер | |
| AU2013200755A1 (en) | Pressure range delimited valve with close assist |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20150819 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20160527 |