RU2491409C2 - Система анкерного крепления и изоляции в стволе скважины - Google Patents
Система анкерного крепления и изоляции в стволе скважины Download PDFInfo
- Publication number
- RU2491409C2 RU2491409C2 RU2010143365/03A RU2010143365A RU2491409C2 RU 2491409 C2 RU2491409 C2 RU 2491409C2 RU 2010143365/03 A RU2010143365/03 A RU 2010143365/03A RU 2010143365 A RU2010143365 A RU 2010143365A RU 2491409 C2 RU2491409 C2 RU 2491409C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- anchor
- downhole tool
- telescopic
- wall
- insulating element
- Prior art date
Links
- 238000002955 isolation Methods 0.000 title claims abstract description 8
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract description 50
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 39
- 238000009413 insulation Methods 0.000 claims description 11
- 238000004873 anchoring Methods 0.000 claims description 5
- 238000004080 punching Methods 0.000 claims description 2
- 238000000034 method Methods 0.000 claims 5
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 7
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 3
- 230000008961 swelling Effects 0.000 abstract description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 239000002195 soluble material Substances 0.000 description 9
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 8
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 7
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 5
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 5
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 5
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 5
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 4
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 4
- 239000005060 rubber Substances 0.000 description 4
- 229920000954 Polyglycolide Polymers 0.000 description 3
- KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N citric acid Chemical compound OC(=O)CC(O)(C(O)=O)CC(O)=O KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229920002635 polyurethane Polymers 0.000 description 3
- 239000004814 polyurethane Substances 0.000 description 3
- 229920000459 Nitrile rubber Polymers 0.000 description 2
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-N Phosphoric acid Chemical compound OP(O)(O)=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- HQQADJVZYDDRJT-UHFFFAOYSA-N ethene;prop-1-ene Chemical group C=C.CC=C HQQADJVZYDDRJT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 229920000747 poly(lactic acid) Polymers 0.000 description 2
- -1 polytetrafluoroethylene Polymers 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 229920002943 EPDM rubber Polymers 0.000 description 1
- JOYRKODLDBILNP-UHFFFAOYSA-N Ethyl urethane Chemical compound CCOC(N)=O JOYRKODLDBILNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004812 Fluorinated ethylene propylene Substances 0.000 description 1
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002292 Nylon 6 Polymers 0.000 description 1
- 208000034530 PLAA-associated neurodevelopmental disease Diseases 0.000 description 1
- 229920006169 Perfluoroelastomer Polymers 0.000 description 1
- 229920003171 Poly (ethylene oxide) Polymers 0.000 description 1
- 239000004696 Poly ether ether ketone Substances 0.000 description 1
- 239000004698 Polyethylene Substances 0.000 description 1
- 229920005830 Polyurethane Foam Polymers 0.000 description 1
- 239000004372 Polyvinyl alcohol Substances 0.000 description 1
- 229920006362 Teflon® Polymers 0.000 description 1
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 description 1
- 239000000853 adhesive Substances 0.000 description 1
- 230000001070 adhesive effect Effects 0.000 description 1
- 239000000956 alloy Substances 0.000 description 1
- 229910045601 alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910000147 aluminium phosphate Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 1
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 description 1
- 229920002988 biodegradable polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000004621 biodegradable polymer Substances 0.000 description 1
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 description 1
- 229920005549 butyl rubber Polymers 0.000 description 1
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 1
- 229910010293 ceramic material Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 229920003211 cis-1,4-polyisoprene Polymers 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 239000000806 elastomer Substances 0.000 description 1
- 229920001038 ethylene copolymer Polymers 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 229920001519 homopolymer Polymers 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 238000003780 insertion Methods 0.000 description 1
- 230000037431 insertion Effects 0.000 description 1
- 239000011810 insulating material Substances 0.000 description 1
- 239000000395 magnesium oxide Substances 0.000 description 1
- CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N magnesium oxide Inorganic materials [Mg]=O CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004137 magnesium phosphate Substances 0.000 description 1
- 229960002261 magnesium phosphate Drugs 0.000 description 1
- 229910000157 magnesium phosphate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000010994 magnesium phosphates Nutrition 0.000 description 1
- AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N magnesium;oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[Mg+2] AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000007769 metal material Substances 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- LNOPIUAQISRISI-UHFFFAOYSA-N n'-hydroxy-2-propan-2-ylsulfonylethanimidamide Chemical compound CC(C)S(=O)(=O)CC(N)=NO LNOPIUAQISRISI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 150000002825 nitriles Chemical class 0.000 description 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 229920009441 perflouroethylene propylene Polymers 0.000 description 1
- 229920000233 poly(alkylene oxides) Polymers 0.000 description 1
- 229920001084 poly(chloroprene) Polymers 0.000 description 1
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 1
- 229920001515 polyalkylene glycol Polymers 0.000 description 1
- 229920002530 polyetherether ketone Polymers 0.000 description 1
- 229920000573 polyethylene Polymers 0.000 description 1
- 229920001223 polyethylene glycol Polymers 0.000 description 1
- 239000004633 polyglycolic acid Substances 0.000 description 1
- 239000005077 polysulfide Substances 0.000 description 1
- 229920001021 polysulfide Polymers 0.000 description 1
- 150000008117 polysulfides Polymers 0.000 description 1
- 229920001343 polytetrafluoroethylene Polymers 0.000 description 1
- 239000004810 polytetrafluoroethylene Substances 0.000 description 1
- 239000011496 polyurethane foam Substances 0.000 description 1
- 229920002451 polyvinyl alcohol Polymers 0.000 description 1
- XAEFZNCEHLXOMS-UHFFFAOYSA-M potassium benzoate Chemical compound [K+].[O-]C(=O)C1=CC=CC=C1 XAEFZNCEHLXOMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 238000010944 pre-mature reactiony Methods 0.000 description 1
- QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N propylene Natural products CC=C QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000004805 propylene group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([*:1])C([H])([H])[*:2] 0.000 description 1
- 239000012812 sealant material Substances 0.000 description 1
- 239000003566 sealing material Substances 0.000 description 1
- 239000012781 shape memory material Substances 0.000 description 1
- 229920002379 silicone rubber Polymers 0.000 description 1
- 239000004945 silicone rubber Substances 0.000 description 1
- 239000011973 solid acid Substances 0.000 description 1
- 238000005507 spraying Methods 0.000 description 1
- 229920003048 styrene butadiene rubber Polymers 0.000 description 1
- 229920000247 superabsorbent polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000004583 superabsorbent polymers (SAPs) Substances 0.000 description 1
- 229920001897 terpolymer Polymers 0.000 description 1
- 239000012815 thermoplastic material Substances 0.000 description 1
- 229920002397 thermoplastic olefin Polymers 0.000 description 1
- 229920001187 thermosetting polymer Polymers 0.000 description 1
- YNJBWRMUSHSURL-UHFFFAOYSA-N trichloroacetic acid Chemical compound OC(=O)C(Cl)(Cl)Cl YNJBWRMUSHSURL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZIBYIXCSPUYUIZ-UHFFFAOYSA-K tripotassium phosphate hexahydrate Chemical compound O.O.O.O.O.O.[K+].[K+].[K+].[O-]P([O-])([O-])=O ZIBYIXCSPUYUIZ-UHFFFAOYSA-K 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
- E21B23/00—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing or removing tools, packers or the like in boreholes or wells
- E21B23/01—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing or removing tools, packers or the like in boreholes or wells for anchoring the tools or the like
-
- 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
- E21B23/04—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing or removing tools, packers or the like in boreholes or wells operated by fluid means, e.g. actuated by explosion
-
- 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
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/12—Packers; Plugs
- E21B33/1208—Packers; Plugs characterised by the construction of the sealing or packing means
-
- 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
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/12—Packers; Plugs
- E21B33/127—Packers; Plugs with inflatable sleeve
- E21B33/1277—Packers; Plugs with inflatable sleeve characterised by the construction or fixation of the sleeve
-
- 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
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/12—Packers; Plugs
- E21B33/129—Packers; Plugs with mechanical slips for hooking into the casing
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Piles And Underground Anchors (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- External Artificial Organs (AREA)
- Building Environments (AREA)
- Insulating Bodies (AREA)
- Structures Of Non-Positive Displacement Pumps (AREA)
- Thermal Insulation (AREA)
Abstract
Группа изобретений относится к скважинным инструментам, закрепляющим колонну скважинного инструмента в стволе скважины и изолирующим зону в стволе скважины. Инструмент содержит оправку, имеющую верхний конец, нижний конец, внешнюю поверхность стенки, и продольный канал, проходящий в нем и имеющий осевую линию, одно или несколько анкерных креплений, проходящих через внешнюю поверхность стенки оправки, и изолирующий элемент, расположенный на внешней поверхности стенки оправки и вокруг каждого анкерного крепления. Каждое анкерное крепление имеет втянутое положение и выдвинутое положение. Изолирующий элемент может покрывать анкерные крепления или располагаться над анкерными креплениями, под анкерными креплениями или вокруг анкерных креплений. Ввод в контакт изолирующего элемента с поверхностью стенки ствола скважины для изоляции, по меньшей мере, одной зоны ствола скважины можно выполнять посредством пробивания изолирующего элемента для обеспечения контакта текучей среды ствола скважины с набухающим материалом, содержащимся в изолирующем элементе, или посредством закачки текучей среды в изолирующий элемент. Технический результат заключается в возможности одновременного анкерного крепления и изоляции в стволе скважины одним скважинным инструментом. 2 н. и 19 з.п. ф-лы, 9 ил.
Description
ПРЕДПОСЫЛКИ СОЗДАНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯ
1. Область техники изобретения
Настоящее изобретение относится к скважинным инструментам для анкерного крепления трубчатых элементов ствола скважины и изоляции, по меньшей мере, одной зоны в стволе скважин и, конкретно, к скважинным инструментам, закрепляющим колонну скважинного инструмента в стволе скважины и изолирующим зону в стволе скважины.
2. Описание уровня техники изобретения
Анкерные крепления колонны скважинного инструмента и скважинные устройства изоляции, такие как мостовые пробки и пакеры, хорошо известны в отрасли и широко применяются в течение многих лет. В общем, скважинные устройства изоляциии приводятся в действие после установки устройства анкерного крепления, включенного в состав колонны инструмента, под изолирующим устройством или над ним. Одна конкретная система анкерного крепления описана в публикации патентной заявки США №2007/0289749, полностью включенной в данный документ в виде ссылки.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
В широком смысле, созданы скважинные инструменты для использования в колонне скважинных инструментов для закрепления колонны инструмента в стволе скважины и изоляции, по меньшей мере, одной зоны в стволе скважины. Скважинный инструмент содержит единственную оправку, несущую элемент (элементы) анкерного крепления и изолирующий элемент, образующие унитарный скважинный инструмент в отличие от двух отдельных инструментов, то есть одного инструмента для анкерного крепления и одного инструмента для изоляции. Следовательно, элементы анкерного крепления и изолирующие элементы могут быть расположены на одном месте вдоль длины колонны инструмента.
В одном конкретном варианте осуществления скважинный инструмент включает в себя оправку, имеющую множество поршневых анкерных креплений, и изолирующий элемент, расположенный на внешней поверхности стенки оправки. В одном конкретном варианте осуществления поршневые анкерные крепления являются телескопическими, содержащими два или несколько телескопических элементов. В одном конкретном варианте осуществления изолирующий элемент покрывает каждый из множества телескопических элементов, когда скважинный инструмент находится в, по меньшей мере, положении спуска в скважину. После расположения скважинного инструмента в стволе скважины давление текучей среды, прокачиваемой через оправку, выдавливает один или несколько из множества телескопических элементов радиально наружу в поверхность стенки ствола скважины для закрепления скважинного инструмента и, таким образом, колонны инструмента в стволе скважины. При таком действии, один или несколько из множества телескопических элементов пробивают изолирующий элемент. В других вариантах осуществления, изолирующий элемент не пробивается поршнем или телескопическими элементами. В других вариантах осуществления изолирующий элемент расположен вокруг поршней или телескопических элементов.
В дополнение к закреплению колонны инструмента в стволе скважины скважинный инструмент уплотняет или изолирует, по меньшей мере, одну зону ствола скважины посредством ввода изолирующего элемента в контакт с поверхностью стенки ствола скважины. Изолирующий элемент можно вводить в контакт с поверхностью стенки ствола скважины, например, посредством вдавливания изолирующего элемента в поверхность стенки ствола скважин, надувания или расширения изолирующего элемента текучей средой или создания контакта изолирующего элемента или части изолирующего элемента с текучей средой, включающей в себя жидкости, такие как нефть или вода, содержащиеся в стволе скважины или буровом растворе. В данном последнем варианте осуществления изолирующий элемент содержит набухающие материалы, которые при контакте с текучей средой расширяются.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
На фиг.1 показан изометрический вид одного конкретного варианта осуществления инструмента анкерного крепления и изоляции, описанного в данном документе, в положении спуска в скважину.
На фиг.2 показан вид сечения инструмента анкерного крепления и изоляции по линии 2-2 фиг.1.
На фиг.3 показан изометрический вид инструмента анкерного крепления и изоляции фиг.1 с анкерными креплениями в установленном положении.
На фиг.4 показан вид сечения инструмента анкерного крепления и изоляции по линии 4-4 фиг.3.
На фиг.5 показан изометрический вид инструмента анкерного крепления и изоляции фиг.1 с анкерными креплениями и изолирующим элементом в установленном положении.
На фиг.6 показан вид сечения инструмента анкерного крепления и изоляции по линии 6-6 фиг.5.
На фиг.7 показан вид сечения одного конкретного варианта осуществления инструмента анкерного крепления и изоляции, описанного в данном документе, в положении спуска в скважину.
На фиг.8 показан вид сечения инструмента анкерного крепления и изоляции фиг.1 с анкерами в установленном положении.
На фиг.9 показан вид сечения инструмента анкерного крепления и изоляции фиг.1 с анкерными креплениями и изолирующим элементом в установленном положении.
Хотя изобретение описано применительно к предпочтительным вариантам осуществления, понятно, что они не направлены на ограничение изобретения такими вариантами осуществления. Наоборот, изобретение охватывает альтернативы, модификации и эквиваленты, которые может включать в себя по сущности и объему изобретения, определенным в прилагаемой формуле изобретения.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Как показано на фиг.1-9, скважинный инструмент 10 содержит оправку 30, имеющую верхний конец 31, нижний конец 32, канал 34, внешнюю поверхность 36 стенки, осевую линию 38 и множество анкерных креплений 40, расположенных в окнах 39 оправки 30. Верхний конец 31 и нижний конец 32 могут включать в себя детали замкового крепления, такие как резьбы 33 для осуществления скрепления скважинного инструмента 10 с колонной скважинного инструмента (не показано) для установки в ней.
Как показано более детально на фиг.2, 4, 6, анкерные крепления 40 содержат поршни, обеспечивающие радиальное выдвижение наружу каждого анкерного крепления 40 от осевой линии 38. Поршни могут иметь много различных конструкций. Поршни, показанные в варианте осуществления на фиг.1-9, содержат три телескопических элемента: неподвижный элемент 42, скрепленный с оправкой 30, первый телескопический элемент 44, имеющий скользящее соединение с внутренней поверхностью стенки неподвижного элемента 42, и второй телескопический элемент 46, имеющий скользящее соединение с внутренней поверхностью стенки первого телескопического элемента 44. Уплотнения 47 уменьшают протечки по скользящим поверхностям между неподвижным элементом 42, первым телескопическим элементом 44 и вторым телескопическим элементом 46.
Неподвижный элемент 42 включает в себя канал, гидравлически сообщенный с каналом 34 для прохода текучей среды из канала 34 и через неподвижный элемент 42. Первый телескопический элемент 44 включает в себя канал, гидравлически сообщенный с каналом неподвижного элемента 42 для прохода текучей среды из канала 34. Второй телескопический элемент 46 имеет закрытый конец, содержащий внутреннюю поверхность 48 стенки и внешнюю поверхность 49 стенки. Внутренняя поверхность 48 стенки гидравлически сообщается с каналом первого телескопического элемента 44, так что текучая среда может проходить из канала 34 через отверстие неподвижного элемента 42 и отверстие первого телескопического элемента 44 на внутреннюю поверхность 48 стенки второго телескопического элемента 46, выдавливая второй телескопический элемент 46 и, следовательно, первый телескопический элемент 44 радиально наружу от осевой линии 38.
В конкретных вариантах осуществления второй телескопический элемент 46 включает в себя один или несколько захватывающих профилей 50 на самом удаленном от центра конце, который может быть или не быть внешней поверхностью стенки 49. Захватывающие профили 50 могут включать в себя прутья, зубья или любую другую конфигурацию, обеспечивающую зацепление или врезание профиля 50 в поверхность 82 стенки ствола 80 скважины (фиг.7-9). Альтернативно, захватывающий профиль 50 может иметь форму с захватами, выполненными из карбида или другого материала, шарикоподшипников или напыления твердого сплава или любого другого материала, осуществляющего увеличение трения или создающего врезание поверхности захватывающего профиля 50 в поверхность 82 стенки. В одном конкретном варианте осуществления, захватывающий профиль 50 изогнут с кривизной, аналогичной кривизне поверхности 82 стенки ствола 80 скважины. В другом конкретном варианте осуществления, захватывающий профиль 50 является кулачковой поверхностью, поджимающейся действием кулачка к поверхности 82 стенки.
Как показано в вариантах осуществления на фиг.1-9, захватывающий профиль 50 второго телескопического элемента 46 содержит углубление, так что захватывающий профиль 50 расположен по периферии внешнего венца второго телескопического элемента 46. Таким образом, как показано на фиг.1-9, захватывающий профиль 50 не расположен на внешней поверхности 49 стенки. Следует понимать, вместе с тем, что углубление не является обязательным требованием и, если необходимо, внешняя поверхность 49 стенки может выступать наружу и захватывающий профиль 50 может быть расположен поперек внешней поверхности 49 стенки на той же плоскости, на которой захватывающий профиль 50 показан в варианте осуществления на фиг.1-9.
Неподвижный элемент 42 включает в себя верхний и нижний заплечики, расположенные на внутренней поверхности стенки неподвижного элемента 42 для контакта с фланцем, расположенным на внешней поверхности стенки первого телескопического элемента 44. Контакт нижнего заплечика неподвижного элемента 42 с фланцем первого телескопического элемента 44 ограничивает втягивание первого телескопического элемента 44 к осевой линии 38, так что первый телескопический элемент 44 останавливается в канале неподвижного элемента 42 (фиг.1, 2, и 7). Контакт верхнего заплечика неподвижного элемента 42 с фланцем первого телескопического элемента 44 ограничивает выдвижение первого телескопического элемента 44 от осевой линии 38 (фиг.3-6 и 8-9).
Первый телескопический элемент 44 включает в себя верхний заплечик, расположенный на внутренней поверхности стенки первого телескопического элемента 44 для контакта с фланцем, расположенным на внешней поверхности стенки второго телескопического элемента 46. Контакт верхнего заплечика первого телескопического элемента 44 с фланцем второго телескопического элемента 46 ограничивает выдвижение второго телескопического элемента 46 от осевой линии 38 (фиг.3-6 и 8-9). Первый телескопический элемент 44 может также включать в себя нижний заплечик, расположенный на внутренней поверхности стенки первого телескопического элемента 44 для контакта с фланцем, расположенным на внешней поверхности стенки второго телескопического элемента 46. Контакт нижнего заплечика первого телескопического элемента 44 с фланцем второго телескопического элемента 46 ограничивает втягивание второго телескопического элемента 46 к осевой линии 38, так что второй телескопический элемент 46 останавливается в канале первого телескопического элемента 44 (фиг.1, 2 и 7).
В некоторых вариантах осуществления, внутренняя поверхность стенки неподвижного элемента 42 и внешняя поверхность стенки первого телескопического элемента 44 имеют профиль храповика для ограничения или предотвращения перемещения первого телескопического элемента 44 внутрь к осевой линии 38. Кроме того, внутренняя поверхность стенки первого телескопического элемента 44 и внешняя поверхность стенки второго телескопического элемента 46 может также иметь профиль храповика для ограничения или предотвращения перемещения второго телескопического элемента 46 внутрь к осевой линии 38.
Изолирующий элемент 60 расположен на внешней поверхности 36 стенки оправки 30. Изолирующий элемент 60 может быть расположен над, под, поверх или вокруг анкерных креплений 40. Например, как показано на фиг.1-9, изолирующий элемент 60 расположен поверх анкерных креплений 40 со стороны нижнего конца 32, но анкерные крепления 40 отсутствуют со стороны верхнего конца 31, так что изолирующий элемент 60 расположен поверх анкерных креплений 40 и над всеми анкерными креплениями 40. Альтернативно, изолирующий элемент 60 может иметь отверстия (не показано), совмещенные с одним или несколькими анкерными креплениями 40 так, что анкерные крепления 40 могут проходить через изолирующий элемент 60 для контакта с поверхностью стенки 82 ствола 80 скважины (фиг.7-9).
В одном варианте осуществления изолирующий элемент 60 является эластомерным или каучуковым элементом, прикрепленным к внешней поверхности 36 стенки с использованием надлежащего клеящего средства. Хотя изолирующий элемент 60 может быть выполнен из любого материала, известного специалистам в данной области техники, в некоторых вариантах осуществления изолирующий элемент 60 является эластичным эластомерным или полимерным материалом, существующим на рынке, который должен выдерживать высокие температуры, создаваемые в некоторых скважинах. Например, изолирующий элемент 60 может являться перфторэластомером, бутадиенстирольным сополимером, неопреном, нитриловым каучуком, бутилкаучуком, полисульфидным каучуком, цис-1,4-полиизопреном, этиленпропиленовыми терполимерами, каучуком на основе сополимера этилена, пропилена и диенового мономера, силиконовым каучуком, полиуретановым каучуком или термопластичным полиолефиновым каучуком. В некоторых вариантах осуществления, твердость по дюрометру изолирующего элемента 60 находится в диапазоне от около 60 до 100 единиц по твердомеру Шора А и, конкретнее от 85 до 95 единиц по твердомеру Шора А. В одном варианте осуществления, твердость по дюрометру составляет 90 единиц по твердомеру Шора А.
Другими подходящими материалами для изолирующего элемента 60 являются Teflon® (политетрафторэтилен или фторированный этилен-пропилен) и полиэфирэфиркетон. Для скважин с пониженной температурой изолирующий элемент 60 можно выполнять из нитрилового каучука или других обычных материалов для пониженной температуры. Для скважин с повышенной температурой изолирующий элемент 60 можно выполнить из любого другого термоотверждающегося материала, термопластичного материала или вулканизируемого материала при условии, что такие изолирующие материалы являются эластичными и способными выдерживать высокие температуры, например, более 400°F (204°C).
В других вариантах осуществления изолирующий элемент 60 может являться любым известным расширяющимся или надувным компонентом, известным в отрасли. Например, изолирующий элемент 60 может быть выполнен из любого из вышеупомянутых материалов для образования эластомерного баллона, способного к расширению при закачке текучей среды, например, текучей среды ствола скважины или рабочей жидкости гидросистемы, в баллон. В таком варианте осуществления можно установить проход для гидравлического сообщения между внутренним объемом эластомерного баллона и источником текучей среды, например, канал 34 или отдельный проход гидравлического сообщения, включенный в состав скважинного инструмента 10.
Альтернативно, изолирующий элемент 60 может быть эластомерным баллоном с одним или несколькими набухающими материалами, в общем, известными в технике и расположенными в баллоне. Альтернативно, изолирующий элемент 60 может быть частично или полностью выполнен из одного или нескольких набухающих материалов.
Набухающие материалы при контакте с текучей средой, такой как углеводородный газ или жидкость или вода, увеличиваются в размере, обуславливая расширение эластомерного баллона для контакта с поверхностью 82 стенки ствола 80 скважины и, таким образом, изоляции, по меньшей мере, одной зоны в стволе 80 скважины. В таком варианте осуществления изолирующий элемент 60 может включать в себя устройство, предотвращающее контакт активирующей текучей среды с набухающим материалом до того, как расширение изолирующего элемента 60 становится необходимым. В одном конкретном варианте осуществления изолирующий элемент 60 пробивается анкерными креплениями 40 во время выдвижения анкерных креплений 40, так что текучая среда ствола скважины проходит в изолирующий элемент 60 и контактирует с набухающими материалами.
Подходящие набухающие материалы включают в себя уретановые и полиуретановые материалы, такие как пенополиуретаны, биополимеры, и суперабсорбирующие полимеры. В одном варианте осуществления набухающие материалы набухают под воздействием абсорбируемых текучих сред, таких как вода или углеводороды. Нитрилы и полимеры, существующие на рынке, такие как 1064 EPDM. производства Rubber Engineering в Salt Lake City, Utah являются приемлемыми набухающими материалами. В другом варианте осуществления набухающий материал содержит набухающий полимер, такой как сшитый или частично сшитый полиакриламид, полиуретан, этиленпропилен или другой материал, способный к абсорбированию углеводорода, текучих сред на водной основе или других текучих сред и, таким образом, набухающий для создания необходимого расширения. В другом варианте осуществления набухающий материал является материалом с памятью формы, например, металлическим материалом с памятью формы или сжатым эластомером или полимером, удерживаемом в сжатом состоянии растворимым материалом, таким как рассматриваемые в следующих абзацах.
В одном варианте осуществления набухающие материалы могут быть герметизированы слоем материала, растворимого в текучих средах, таких как вода или рабочая жидкость гидросистемы. При использовании в данном документе, термин "герметизированный" и "герметизация" означает, что растворимый материал образует начальный барьер между текучей средой и набухающими материалами. В таких вариантах осуществления герметизирующий слой обеспечивает использование набухающих материалов, расширяющихся практически мгновенно при контакте с текучей средой, защищая набухающие материалы пока расширение не становится необходимым.
Герметизирующие растворимые материалы для герметизации набухающих материалов могут быть любым материалом известным специалистам в данной области техники, который может растворяться, разлагаться или распадаться за некоторый период времени под действием температуры или текучей среды, так какой буровые растворы на водной основе, буровые растворы на углеводородной основе или природный газ. Предпочтительно, герметизирующий растворимый материал откалиброван так, что период времени, необходимый для растворения растворимого материала, является известным или легко определяемым без неоправданного экспериментирования. Подходящие герметизирующие растворимые материалы включают в себя полимеры и биоразлагаемые полимеры, например, полимеры на основе поливинилового спирта, такие как полимер HYDROCENE™, поставляемый Idroplax, S.r.l. Altopascia, Italy, полимер полилактид ("PLA") 4060D, от подразделения Nature-Works™, Cargill Dow LLC; полигликолиевая кислота TLF-6267 ("PGA") от DuPont Specialty Chemicals; поликапролактамы и смеси PLA и PGA; твердые кислоты, такие как сульфаминовая кислота, трихлоруксусная кислота, и лимонная кислота, удерживаемые вместе парафином или другим подходящим связующим материалом; гомополимеры полиэтилена и твердые парафины; окиси полиалкилена, такие как окиси полиэтилена, и гликоли полиалкилена, такие как гликоли полиэтилена. Данные полимеры могут быть предпочтительными в буровых растворах на водной основе, поскольку медленно растворяются в воде.
В одном конкретном варианте осуществления с герметизирующим растворимым материалом набухающий материал является одним или несколькими химическими компонентами, вступающими в химическую реакцию, когда набухающий материал контактирует с текучей средой. Например, набухающий материал может быть комбинацией твердых частиц окиси магния и однокалиевой соли ортофосфорной кислоты, герметизированных одним или несколькими из вышеупомянутых герметизирующих растворимых материалов. После растворения герметизирующего растворимого материала химические компоненты набухающего материала вступают в реакцию с присутствующей текучей средой, например, водой или рабочей жидкостью гидросистемы, обуславливая образования химическими компонентами гелевой фазы и, в конечном итоге, кристаллизованного твердого керамического материала, фосфорнокислого гексагидрата магния и калия который является химически связанной керамикой. В таких вариантах осуществления герметизирующий растворимый материал можно также использовать для разделения одного или нескольких химических компонентов с одним или несколькими другими химическими компонентами для предотвращения преждевременной реакции и расширения.
При выборе приемлемого набухающего материала и, если необходимо или желательно, герметизирующего материала для изолирующего элемента 60, следует принимать в расчет количество времени, необходимое для спуска скважинного инструмента 10 в ствол скважины и его надлежащей установки для анкерного крепления и изоляции ствола скважины. Если набухающие материалы расширятся преждевременно, скважинный инструмент 10 может, быть неправильно установлен в стволе скважины для изоляции необходимой зоны или зон.
Изолирующий элемент 60 может быть расположен на внешней поверхности 36 стенки оправки 30 так, что покрывает один или несколько анкерных креплений 40, как показано на фиг.1-2. Альтернативно, изолирующий элемент 60 можно сконструировать так, что каналы в изолирующем элементе 60 совмещены с анкерными креплениями. В данном варианте осуществления, анкерным креплениям 40 обеспечивают выдвижение радиально наружу через изолирующий элемент 60 для контакта с поверхностью 82 стенки ствола 80 скважины.
В процессе эксплуатации одного конкретного варианта осуществления скважинный инструмент 10 скрепляют с колонной инструмента и спускают в ствол скважины на требуемое место. Ствол скважины может включать в себя обсадную колонну или может быть необсаженным стволом скважины. Текучую среду закачивают по колонне инструмента в канал 34 и, таким образом, в каналы неподвижного телескопического элемента 42 и первого телескопического элемента 44 и на внутреннюю поверхность 48 стенки второго телескопического элемента 46. В текучей среде растет давление в данных областях и, таким образом, на внутренней поверхности 48 стенки второго телескопического элемента 46, обуславливая выдвижение второго телескопического элемента 46 радиально наружу от осевой линии 38. В результате, фланец на внешней поверхности стенки второго телескопического элемента 46 входит в контакт с верхним заплечиком на внешней поверхности стенки первого телескопического элемента 44, обуславливая выдвижение первого телескопического элемента 44 радиально наружу от осевой линии 38 пока захватывающий профиль 50 второго телескопического элемента 46 не войдет в контакт с поверхностью 82 стенки ствола 80 скважины (фиг.8 и 9).
В дополнение к выдвижению анкерных креплений 40 изолирующий элемент 60 входит в контакт с поверхностью 82 стенки ствола 80 скважины для разделения ствола 80 скважины и, таким образом, изоляции, по меньшей мере, одной зоны в стволе 80 скважины. Как упомянуто выше, изолирующий элемент 60 может расширяться при контакте набухающих материалов, содержащихся в изолирующем элементе 60 или его части, при закачке текучей среды в изолирующий элемент 60 с перемещением или расширением изолирующего элемента 60 для контакта с поверхностью 82 стенки ствола 80 скважины, или любым другим способом или с помощью другого устройства, известного в технике. После расширения изолирующего элемента 60, по меньшей мере, одна зона в стволе скважины 80 становится изолированной.
В одном конкретном варианте осуществления анкерные крепления 40 выдвигаются и закрепляются на поверхности 82 стенки ствола 80 скважины до того, как изолирующий элемент 60 входит в контакт с поверхностью 82 стенки и, по меньшей мере, одна зона ствола 80 скважины становится изолированной. В другом конкретном варианте осуществления изолирующий элемент 60 входит в контакт с поверхностью 82 стенки и, по меньшей мере, одна зона ствола 80 скважины становится изолированной до выдвижения анкерных креплений 40. В дополнительном варианте осуществления анкерные крепления 40 выдвигаются одновременно с входом изолирующего элемента 60 в контакт с поверхностью 82 стенки.
В другом конкретном варианте осуществления, анкерные крепления 40 выдвигаются, пробивая изолирующий элемент 60. В одном таком варианте осуществления, пробивание изолирующего элемента 60 может обеспечивать вход текучей среды ствола скважины в изолирующий элемент 60 и контакт с находящимся в нем набухающим материалом. В результате контакта с текучей средой ствола скважины набухающий материал расширяется и, следовательно, изолирующий элемент 60 расширяется, входя в контакт с поверхностью 82 стенки ствола скважины и, таким образом, изолирует, по меньшей мере, одну зону в стволе скважины 80. В еще одном конкретном варианте осуществления, изолирующий элемент 60 не пробивается. Вместо этого обеспечивается контакт текучей среды ствола скважины с набухающим материалом в изолирующем элементе 60 посредством разрушения разрывного диска закачиванием текучей среды в изолирующий элемент или используют любой другой компонент скважинного инструмента 10 для пробивания изолирующего элемента 60.
Следует понимать, что изобретение не ограничено показанными и описанными конкретными вариантами конструкции, действиями, конкретными материалами или вариантами осуществления, поскольку модификации и эквиваленты ясны специалисту в данной области техники. Например, анкерные крепления 40 могут содержать единственный телескопический элемент или более двух телескопических элементов. Более того, набухающие материалы, как часть изолирующего элемента 60, могут содержать активируемые водой набухающие материалы, активируемые углеводородом набухающие материалы, или любые другие известные набухающие материалы. Кроме того, скважинный инструмент может иметь единственное анкерное крепление, расположенное полностью по окружности оправки или частично по окружности оправки. Соответственно, изобретение ограничено только объемом прилагаемой формулы изобретения.
Claims (21)
1. Скважинный инструмент, содержащий: оправку, имеющую верхний конец, нижний конец, внешнюю поверхность стенки и продольный канал, проходящий через него и имеющий осевую линию, по меньшей мере, одно анкерное крепление, проходящее через внешнюю поверхность стенки и имеющее втянутое положение и выдвинутое положение, и изолирующий элемент, расположенный на внешней поверхности стенки оправки и вокруг каждого, по меньшей мере, одного анкерного крепления для содействия изоляции изолирующим элементом, по меньшей мере, одной зоны в стволе скважины, при этом оправка, по меньшей мере, одно анкерное крепление и изолирующий элемент скомпонованы для образования унитарного скважинного инструмента.
2. Скважинный инструмент по п.1, в котором изолирующий элемент содержит, по меньшей мере, один набухающий материал.
3. Скважинный инструмент по п.2, в котором, по меньшей мере, один набухающий материал расположен в эластомерном баллоне.
4. Скважинный инструмент по п.1, в котором изолирующий элемент охватывает каждое, по меньшей мере, одно анкерное крепление.
5. Скважинный инструмент по п.1, в котором изолирующий элемент расположен поверх каждого, по меньшей мере, одного анкерного крепления.
6. Скважинный инструмент по п.1, в котором каждое, по меньшей мере, одно анкерное крепление содержит телескопические элементы, имеющие канал, расположенный в них.
7. Скважинный инструмент по п.6, в котором телескопические элементы каждого, по меньшей мере, одного анкерного крепления содержат неподвижный элемент, первый телескопический элемент и второй телескопический элемент, причем первый телескопический элемент имеет внешнюю поверхность стенки в скользящем соединении с внутренней поверхностью стенки неподвижного элемента, и второй телескопический элемент имеет внешнюю поверхность стенки в скользящем соединении с внутренней поверхностью стенки первого телескопического элемента.
8. Скважинный инструмент по п.7, в котором второй телескопический элемент содержит закрытый конец, имеющий захватывающий профиль, расположенный на внешней концевой поверхности.
9. Скважинный инструмент по п.1, содержащий множество анкерных креплений, расположенных на расстоянии друг от друга по окружности и продольно по внешней поверхности стенки оправки.
10. Скважинный инструмент по п.9, в котором каждое, по меньшей мере, одно анкерное крепление содержит телескопические элементы, имеющие анкерный канал, расположенный в них.
11. Скважинный инструмент по п.10, в котором телескопические элементы каждого, по меньшей мере, одного анкерного крепления содержат неподвижный элемент, первый телескопический элемент и второй телескопический элемент, при этом первый телескопический элемент имеет внешнюю поверхность стенки в скользящем соединении с внутренней поверхностью стенки неподвижного элемента, и второй телескопический элемент имеет внешнюю поверхность стенки в скользящем соединении с внутренней поверхностью стенки первого телескопического элемента.
12. Скважинный инструмент по п.11, в котором второй телескопический элемент содержит закрытый конец, имеющий захватывающий профиль, расположенный на внешней концевой поверхности.
13. Скважинный инструмент по п.12, в котором изолирующий элемент содержит, по меньшей мере, один набухающий материал.
14. Скважинный инструмент по п.13, в котором, по меньшей мере, один набухающий материал расположен в эластомерном баллоне.
15. Скважинный инструмент по п.14, в котором изолирующий элемент охватывает каждое, по меньшей мере, одно анкерное крепление.
16. Скважинный инструмент по п.14, в котором изолирующий элемент расположен поверх каждого, по меньшей мере, одного анкерного крепления.
17. Способ анкерного крепления и изоляции, по меньшей мере, одной зоны в стволе скважины, содержащий следующие этапы: (а) установка унитарного скважинного инструмента, содержащего оправку, имеющую верхний конец, нижний конец, внешнюю поверхность стенки, продольный канал, проходящий через него и имеющий осевую линию, множество анкерных креплений, расположенных на расстоянии друг от друга по окружности и продольно по внешней поверхности стенки оправки, каждый из множества анкерных креплений содержит, по меньшей мере, два телескопических элемента, имеющих анкерный канал, расположенный в, по меньшей мере, одном из, по меньшей мере, двух телескопических элементов и гидравлически сообщенный с продольным каналом, и изолирующий элемент, расположенный на внешней поверхности стенки оправки и вокруг каждого из множества анкерных креплений для содействия изоляции изолирующим элементом, по меньшей мере, одной зоны в стволе скважины; (б) спуск унитарного скважинного инструмента на требуемое место в стволе скважины; (в) выдвижение каждого из множества анкерных креплений до контакта достаточного количества из множества анкерных креплений с поверхностью стенки ствола скважины; и (г) контакт изолирующего элемента с поверхностью стенки ствола скважины.
18. Способ по п.17, в котором этап (в) выполняется перед этапом (г).
19. Способ по п.17, в котором этап (г) выполняется перед этапом (в).
20. Способ по п.17, в котором этап (в) выполняется одновременно с этапом (г).
21. Способ по п.17, в котором этап (г) выполняется посредством пробивания изолирующего элемента, по меньшей мере, одним из анкерных креплений для обеспечения контакта скважинной текучей среды с набухающим материалом, содержащимся в изолирующем элементе.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US12/079,116 | 2008-03-25 | ||
| US12/079,116 US7806192B2 (en) | 2008-03-25 | 2008-03-25 | Method and system for anchoring and isolating a wellbore |
| PCT/US2009/038215 WO2009120759A2 (en) | 2008-03-25 | 2009-03-25 | Wellbore anchor and isolation system |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2010143365A RU2010143365A (ru) | 2012-04-27 |
| RU2491409C2 true RU2491409C2 (ru) | 2013-08-27 |
Family
ID=41114663
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2010143365/03A RU2491409C2 (ru) | 2008-03-25 | 2009-03-25 | Система анкерного крепления и изоляции в стволе скважины |
Country Status (10)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US7806192B2 (ru) |
| CN (2) | CN102027189B (ru) |
| AU (1) | AU2009228351B2 (ru) |
| BR (1) | BRPI0910868A2 (ru) |
| CA (1) | CA2718793C (ru) |
| GB (1) | GB2471789B (ru) |
| MX (1) | MX2010010530A (ru) |
| NO (1) | NO20101302L (ru) |
| RU (1) | RU2491409C2 (ru) |
| WO (1) | WO2009120759A2 (ru) |
Families Citing this family (90)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US9079246B2 (en) * | 2009-12-08 | 2015-07-14 | Baker Hughes Incorporated | Method of making a nanomatrix powder metal compact |
| US9109429B2 (en) | 2002-12-08 | 2015-08-18 | Baker Hughes Incorporated | Engineered powder compact composite material |
| US9101978B2 (en) | 2002-12-08 | 2015-08-11 | Baker Hughes Incorporated | Nanomatrix powder metal compact |
| US8403037B2 (en) | 2009-12-08 | 2013-03-26 | Baker Hughes Incorporated | Dissolvable tool and method |
| US9682425B2 (en) | 2009-12-08 | 2017-06-20 | Baker Hughes Incorporated | Coated metallic powder and method of making the same |
| US8327931B2 (en) | 2009-12-08 | 2012-12-11 | Baker Hughes Incorporated | Multi-component disappearing tripping ball and method for making the same |
| FR2912202B1 (fr) * | 2007-02-05 | 2011-04-08 | Geoservices | Mandrin destine a etre introduit dans un conduit de circulation d'un fluide, et procede de mise en place associe |
| US7806192B2 (en) * | 2008-03-25 | 2010-10-05 | Foster Anthony P | Method and system for anchoring and isolating a wellbore |
| US8127858B2 (en) * | 2008-12-18 | 2012-03-06 | Baker Hughes Incorporated | Open-hole anchor for whipstock system |
| US8763687B2 (en) * | 2009-05-01 | 2014-07-01 | Weatherford/Lamb, Inc. | Wellbore isolation tool using sealing element having shape memory polymer |
| US8528633B2 (en) | 2009-12-08 | 2013-09-10 | Baker Hughes Incorporated | Dissolvable tool and method |
| US10240419B2 (en) | 2009-12-08 | 2019-03-26 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Downhole flow inhibition tool and method of unplugging a seat |
| US9227243B2 (en) | 2009-12-08 | 2016-01-05 | Baker Hughes Incorporated | Method of making a powder metal compact |
| US8573295B2 (en) | 2010-11-16 | 2013-11-05 | Baker Hughes Incorporated | Plug and method of unplugging a seat |
| US8425651B2 (en) | 2010-07-30 | 2013-04-23 | Baker Hughes Incorporated | Nanomatrix metal composite |
| US9127515B2 (en) | 2010-10-27 | 2015-09-08 | Baker Hughes Incorporated | Nanomatrix carbon composite |
| US9243475B2 (en) | 2009-12-08 | 2016-01-26 | Baker Hughes Incorporated | Extruded powder metal compact |
| WO2011079169A2 (en) * | 2009-12-23 | 2011-06-30 | Schlumberger Canada Limited | Hydraulic deployment of a well isolation mechanism |
| US8424610B2 (en) | 2010-03-05 | 2013-04-23 | Baker Hughes Incorporated | Flow control arrangement and method |
| US8997854B2 (en) * | 2010-07-23 | 2015-04-07 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Swellable packer anchors |
| US8776884B2 (en) | 2010-08-09 | 2014-07-15 | Baker Hughes Incorporated | Formation treatment system and method |
| US20120055669A1 (en) * | 2010-09-02 | 2012-03-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Systems and methods for monitoring a parameter of a subterranean formation using swellable materials |
| CA2713611C (en) * | 2010-09-03 | 2011-12-06 | Ncs Oilfield Services Canada Inc. | Multi-function isolation tool and method of use |
| US20120073834A1 (en) * | 2010-09-28 | 2012-03-29 | Weatherford/Lamb, Inc. | Friction Bite with Swellable Elastomer Elements |
| US9090955B2 (en) | 2010-10-27 | 2015-07-28 | Baker Hughes Incorporated | Nanomatrix powder metal composite |
| EP2466064A1 (en) * | 2010-12-17 | 2012-06-20 | Welltec A/S | Casing anchor |
| DK2636843T3 (en) | 2010-12-17 | 2015-01-19 | Welltec As | Well Completion |
| US8720561B2 (en) * | 2011-04-12 | 2014-05-13 | Saudi Arabian Oil Company | Sliding stage cementing tool and method |
| US9080098B2 (en) | 2011-04-28 | 2015-07-14 | Baker Hughes Incorporated | Functionally gradient composite article |
| US8631876B2 (en) | 2011-04-28 | 2014-01-21 | Baker Hughes Incorporated | Method of making and using a functionally gradient composite tool |
| US8955606B2 (en) | 2011-06-03 | 2015-02-17 | Baker Hughes Incorporated | Sealing devices for sealing inner wall surfaces of a wellbore and methods of installing same in a wellbore |
| US8905149B2 (en) | 2011-06-08 | 2014-12-09 | Baker Hughes Incorporated | Expandable seal with conforming ribs |
| US9139928B2 (en) | 2011-06-17 | 2015-09-22 | Baker Hughes Incorporated | Corrodible downhole article and method of removing the article from downhole environment |
| US8794309B2 (en) * | 2011-07-18 | 2014-08-05 | Baker Hughes Incorporated | Frangible slip for downhole tools |
| US9707739B2 (en) | 2011-07-22 | 2017-07-18 | Baker Hughes Incorporated | Intermetallic metallic composite, method of manufacture thereof and articles comprising the same |
| US8783365B2 (en) | 2011-07-28 | 2014-07-22 | Baker Hughes Incorporated | Selective hydraulic fracturing tool and method thereof |
| US9833838B2 (en) | 2011-07-29 | 2017-12-05 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method of controlling the corrosion rate of alloy particles, alloy particle with controlled corrosion rate, and articles comprising the particle |
| US9643250B2 (en) | 2011-07-29 | 2017-05-09 | Baker Hughes Incorporated | Method of controlling the corrosion rate of alloy particles, alloy particle with controlled corrosion rate, and articles comprising the particle |
| US9057242B2 (en) | 2011-08-05 | 2015-06-16 | Baker Hughes Incorporated | Method of controlling corrosion rate in downhole article, and downhole article having controlled corrosion rate |
| US9033055B2 (en) | 2011-08-17 | 2015-05-19 | Baker Hughes Incorporated | Selectively degradable passage restriction and method |
| US9109269B2 (en) | 2011-08-30 | 2015-08-18 | Baker Hughes Incorporated | Magnesium alloy powder metal compact |
| US9090956B2 (en) | 2011-08-30 | 2015-07-28 | Baker Hughes Incorporated | Aluminum alloy powder metal compact |
| US9856547B2 (en) | 2011-08-30 | 2018-01-02 | Bakers Hughes, A Ge Company, Llc | Nanostructured powder metal compact |
| US9643144B2 (en) | 2011-09-02 | 2017-05-09 | Baker Hughes Incorporated | Method to generate and disperse nanostructures in a composite material |
| US9187990B2 (en) | 2011-09-03 | 2015-11-17 | Baker Hughes Incorporated | Method of using a degradable shaped charge and perforating gun system |
| US9133695B2 (en) | 2011-09-03 | 2015-09-15 | Baker Hughes Incorporated | Degradable shaped charge and perforating gun system |
| US9347119B2 (en) | 2011-09-03 | 2016-05-24 | Baker Hughes Incorporated | Degradable high shock impedance material |
| US9284812B2 (en) | 2011-11-21 | 2016-03-15 | Baker Hughes Incorporated | System for increasing swelling efficiency |
| 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 |
| CN102606100A (zh) * | 2012-03-02 | 2012-07-25 | 乐清市乐吉石油机械厂 | 水力锚 |
| US9605508B2 (en) | 2012-05-08 | 2017-03-28 | Baker Hughes Incorporated | Disintegrable and conformable metallic seal, and method of making the same |
| US8839874B2 (en) * | 2012-05-15 | 2014-09-23 | Baker Hughes Incorporated | Packing element backup system |
| US9243490B2 (en) | 2012-12-19 | 2016-01-26 | Baker Hughes Incorporated | Electronically set and retrievable isolation devices for wellbores and methods thereof |
| US10208550B2 (en) | 2013-05-07 | 2019-02-19 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Anchoring device, system and method of attaching an anchor to a tubular |
| US20140360613A1 (en) * | 2013-06-07 | 2014-12-11 | Baker Hughes Incorporated | Instrumentation line protection and securement system |
| JP6327933B2 (ja) | 2013-06-28 | 2018-05-23 | 株式会社クレハ | ダウンホールツール用ゴム部材、及びダウンホールツール、並びに炭化水素資源の回収方法 |
| 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 |
| US9518453B2 (en) * | 2013-09-06 | 2016-12-13 | Baker Hughes Incorporated | Expandable liner hanger with anchoring feature |
| JP6359355B2 (ja) | 2013-12-27 | 2018-07-18 | 株式会社クレハ | 分解性を有するゴム材料から形成される拡径可能な環状のゴム部材を備える坑井掘削用プラグ |
| JP6359888B2 (ja) | 2013-12-27 | 2018-07-18 | 株式会社クレハ | ダウンホールツール用の拡径可能な環状の分解性シール部材、及び坑井掘削用プラグ、並びに坑井掘削方法 |
| US10865465B2 (en) | 2017-07-27 | 2020-12-15 | Terves, Llc | Degradable metal matrix composite |
| WO2015127174A1 (en) | 2014-02-21 | 2015-08-27 | Terves, Inc. | Fluid activated disintegrating metal system |
| US10689740B2 (en) | 2014-04-18 | 2020-06-23 | Terves, LLCq | Galvanically-active in situ formed particles for controlled rate dissolving tools |
| US11167343B2 (en) | 2014-02-21 | 2021-11-09 | Terves, Llc | Galvanically-active in situ formed particles for controlled rate dissolving tools |
| CN110242244B (zh) * | 2014-03-07 | 2021-09-07 | 株式会社吴羽 | 钻井用堵塞器 |
| JP6363362B2 (ja) | 2014-03-11 | 2018-07-25 | 株式会社クレハ | 炭化水素資源回収用ダウンホールツール部材 |
| EP3097255B1 (en) * | 2014-04-16 | 2019-08-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Time-delay coating for dissolvable wellbore isolation devices |
| US10738559B2 (en) * | 2014-06-13 | 2020-08-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole tools comprising composite sealing elements |
| AU2014400642B2 (en) | 2014-07-07 | 2018-01-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole tools comprising aqueous-degradable sealing elements |
| US9910026B2 (en) | 2015-01-21 | 2018-03-06 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | High temperature tracers for downhole detection of produced water |
| US10378303B2 (en) | 2015-03-05 | 2019-08-13 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Downhole tool and method of forming the same |
| GB2545362B (en) * | 2015-06-15 | 2021-08-11 | Halliburton Energy Services Inc | Downhole tools comprising aqueous-degradable sealing elements of thermoplastic rubber |
| US10221637B2 (en) | 2015-08-11 | 2019-03-05 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Methods of manufacturing dissolvable tools via liquid-solid state molding |
| 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 |
| CN111630247A (zh) * | 2018-02-23 | 2020-09-04 | 哈利伯顿能源服务公司 | 用于膨胀封隔器的可膨胀金属 |
| US11162322B2 (en) | 2018-04-05 | 2021-11-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore isolation device |
| AU2019429892B2 (en) | 2019-02-22 | 2024-05-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | An expanding metal sealant for use with multilateral completion systems |
| WO2021021203A1 (en) | 2019-07-31 | 2021-02-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods to monitor a metallic sealant deployed in a wellbore, methods to monitor fluid displacement, and downhole metallic sealant measurement systems |
| US10961804B1 (en) | 2019-10-16 | 2021-03-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Washout prevention element for expandable metal sealing elements |
| US11519239B2 (en) | 2019-10-29 | 2022-12-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Running lines through expandable metal sealing elements |
| US11761290B2 (en) | 2019-12-18 | 2023-09-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Reactive metal sealing elements for a liner hanger |
| US11499399B2 (en) | 2019-12-18 | 2022-11-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Pressure reducing metal elements for liner hangers |
| US11828131B1 (en) * | 2020-03-09 | 2023-11-28 | Workover Solutions, Inc. | Downhole plug with integrated slip cover and expansion element |
| US11761293B2 (en) | 2020-12-14 | 2023-09-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Swellable packer assemblies, downhole packer systems, and methods to seal a wellbore |
| US11572749B2 (en) | 2020-12-16 | 2023-02-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Non-expanding liner hanger |
| CN112853842B (zh) * | 2021-01-15 | 2022-07-05 | 湖南尼塔建设发展股份有限公司 | 一种基于土工袋处理道路软土地基的施工方法 |
| US11578498B2 (en) | 2021-04-12 | 2023-02-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Expandable metal for anchoring posts |
| US11879304B2 (en) | 2021-05-17 | 2024-01-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Reactive metal for cement assurance |
| US11795809B2 (en) * | 2021-11-30 | 2023-10-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Electronics enclosure for downhole tools |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2151854C1 (ru) * | 1999-03-18 | 2000-06-27 | Предприятие "Кубаньгазпром" | Пакер гидравлический |
| RU2263198C2 (ru) * | 2000-10-20 | 2005-10-27 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Расширяемое приспособление (варианты), устройство (варианты) и способ их использования в буровой скважине (варианты) |
| WO2006121340A1 (en) * | 2005-05-09 | 2006-11-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Packer-anchoring device |
| RU2302512C2 (ru) * | 2004-03-12 | 2007-07-10 | Шлюмбергер Холдингз Лимитед | Уплотняющая система и способ уплотнения для использования в стволе скважины (варианты) |
Family Cites Families (16)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2743781A (en) * | 1952-08-25 | 1956-05-01 | Guiberson Corp | Hydraulic anchor tool |
| US2970651A (en) * | 1957-08-21 | 1961-02-07 | Jersey Prod Res Co | Hydraulically inflatable anchors |
| US3085627A (en) * | 1958-08-15 | 1963-04-16 | Lynes Inc | Inflatable packer or element |
| US5220959A (en) * | 1991-09-24 | 1993-06-22 | The Gates Rubber Company | Gripping inflatable packer |
| US5542473A (en) * | 1995-06-01 | 1996-08-06 | Pringle; Ronald E. | Simplified sealing and anchoring device for a well tool |
| US6009951A (en) * | 1997-12-12 | 2000-01-04 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for hybrid element casing packer for cased-hole applications |
| NO312478B1 (no) * | 2000-09-08 | 2002-05-13 | Freyer Rune | Fremgangsmåte for å tette ringrom ved oljeproduksjon |
| US7422069B2 (en) * | 2002-10-25 | 2008-09-09 | Baker Hughes Incorporated | Telescoping centralizers for expandable tubulars |
| CN2672278Y (zh) * | 2003-08-13 | 2005-01-19 | 辽河石油勘探局工程技术研究院 | 小井眼安全锚定器 |
| US7401648B2 (en) * | 2004-06-14 | 2008-07-22 | Baker Hughes Incorporated | One trip well apparatus with sand control |
| US7387165B2 (en) * | 2004-12-14 | 2008-06-17 | Schlumberger Technology Corporation | System for completing multiple well intervals |
| US7422058B2 (en) * | 2005-07-22 | 2008-09-09 | Baker Hughes Incorporated | Reinforced open-hole zonal isolation packer and method of use |
| US7431098B2 (en) * | 2006-01-05 | 2008-10-07 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for isolating a wellbore region |
| US7726407B2 (en) * | 2006-06-15 | 2010-06-01 | Baker Hughes Incorporated | Anchor system for packers in well injection service |
| US7712529B2 (en) * | 2008-01-08 | 2010-05-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand control screen assembly and method for use of same |
| US7806192B2 (en) * | 2008-03-25 | 2010-10-05 | Foster Anthony P | Method and system for anchoring and isolating a wellbore |
-
2008
- 2008-03-25 US US12/079,116 patent/US7806192B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2009
- 2009-03-25 GB GB1016432.5A patent/GB2471789B/en not_active Expired - Fee Related
- 2009-03-25 AU AU2009228351A patent/AU2009228351B2/en not_active Ceased
- 2009-03-25 RU RU2010143365/03A patent/RU2491409C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2009-03-25 CN CN200980116797.9A patent/CN102027189B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2009-03-25 MX MX2010010530A patent/MX2010010530A/es not_active Application Discontinuation
- 2009-03-25 CN CN201410112131.9A patent/CN103835673B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2009-03-25 CA CA2718793A patent/CA2718793C/en not_active Expired - Fee Related
- 2009-03-25 WO PCT/US2009/038215 patent/WO2009120759A2/en active Application Filing
- 2009-03-25 BR BRPI0910868A patent/BRPI0910868A2/pt not_active Application Discontinuation
-
2010
- 2010-08-19 US US12/806,703 patent/US7931093B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2010-09-20 NO NO20101302A patent/NO20101302L/no not_active Application Discontinuation
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2151854C1 (ru) * | 1999-03-18 | 2000-06-27 | Предприятие "Кубаньгазпром" | Пакер гидравлический |
| RU2263198C2 (ru) * | 2000-10-20 | 2005-10-27 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Расширяемое приспособление (варианты), устройство (варианты) и способ их использования в буровой скважине (варианты) |
| RU2302512C2 (ru) * | 2004-03-12 | 2007-07-10 | Шлюмбергер Холдингз Лимитед | Уплотняющая система и способ уплотнения для использования в стволе скважины (варианты) |
| WO2006121340A1 (en) * | 2005-05-09 | 2006-11-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Packer-anchoring device |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN103835673A (zh) | 2014-06-04 |
| MX2010010530A (es) | 2010-11-05 |
| US7806192B2 (en) | 2010-10-05 |
| GB2471789B (en) | 2012-04-18 |
| US7931093B2 (en) | 2011-04-26 |
| WO2009120759A3 (en) | 2009-12-30 |
| US20110005778A1 (en) | 2011-01-13 |
| CA2718793A1 (en) | 2009-10-01 |
| GB2471789A (en) | 2011-01-12 |
| NO20101302L (no) | 2010-10-25 |
| BRPI0910868A2 (pt) | 2016-05-17 |
| CA2718793C (en) | 2013-07-09 |
| CN102027189A (zh) | 2011-04-20 |
| RU2010143365A (ru) | 2012-04-27 |
| CN102027189B (zh) | 2014-04-30 |
| AU2009228351A1 (en) | 2009-10-01 |
| GB201016432D0 (en) | 2010-11-17 |
| CN103835673B (zh) | 2017-04-12 |
| US20090242214A1 (en) | 2009-10-01 |
| WO2009120759A2 (en) | 2009-10-01 |
| AU2009228351B2 (en) | 2014-04-03 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2491409C2 (ru) | Система анкерного крепления и изоляции в стволе скважины | |
| US8997854B2 (en) | Swellable packer anchors | |
| US8087459B2 (en) | Packer providing multiple seals and having swellable element isolatable from the wellbore | |
| US7228915B2 (en) | Device and method to seal boreholes | |
| US7748468B2 (en) | Sealing devices having a metal foam material and methods of manufacturing and using same | |
| US20090283279A1 (en) | Zonal isolation system | |
| US20160194933A1 (en) | Improved Isolation Barrier | |
| RU2477366C1 (ru) | Скважинный инструмент, устройство для установки в скважинный инструмент и способ сборки скважинного инструмента | |
| EP1287224A1 (en) | Sealing assembly with deformable fluid-containing core | |
| NO340865B1 (no) | Utvidbar tetning | |
| EA036180B1 (ru) | Активируемое температурой пакерующее устройство разобщения зон | |
| CA2806672A1 (en) | Expanding elastomer/plug device for sealing bore hole and pipelines | |
| NO20180297A1 (en) | Packing element having a bonded petal anti-extrusion device | |
| RU2304694C2 (ru) | Разбуриваемый пакер | |
| CA2648340C (en) | Improved packer |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20140326 |