RU2524586C2 - Дифференциальный скважинный инструмент и способ его применения - Google Patents
Дифференциальный скважинный инструмент и способ его применения Download PDFInfo
- Publication number
- RU2524586C2 RU2524586C2 RU2012134087/03A RU2012134087A RU2524586C2 RU 2524586 C2 RU2524586 C2 RU 2524586C2 RU 2012134087/03 A RU2012134087/03 A RU 2012134087/03A RU 2012134087 A RU2012134087 A RU 2012134087A RU 2524586 C2 RU2524586 C2 RU 2524586C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- channel
- fluid
- flow
- ejector
- valve
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 125
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 29
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 10
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 6
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims description 3
- 230000009471 action Effects 0.000 claims description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 2
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 claims 2
- 230000003993 interaction Effects 0.000 claims 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 abstract description 8
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 6
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 23
- 210000002445 nipple Anatomy 0.000 description 17
- 238000009423 ventilation Methods 0.000 description 9
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 6
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 6
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 5
- 238000003801 milling Methods 0.000 description 4
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 4
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 4
- 238000013461 design Methods 0.000 description 3
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 3
- 230000000712 assembly Effects 0.000 description 2
- 238000000429 assembly Methods 0.000 description 2
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 230000021615 conjugation Effects 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 239000008187 granular material Substances 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000003032 molecular docking Methods 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 239000011241 protective layer Substances 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 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
- E21B27/00—Containers for collecting or depositing substances in boreholes or wells, e.g. bailers, baskets or buckets for collecting mud or sand; Drill bits with means for collecting substances, e.g. valve drill bits
- E21B27/005—Collecting means with a strainer
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/10—Valve arrangements in drilling-fluid circulation systems
- E21B21/103—Down-hole by-pass valve arrangements, i.e. between the inside of the drill string and the annulus
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/12—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor using drilling pipes with plural fluid passages, e.g. closed circulation systems
-
- 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
- E21B37/00—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B41/00—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00
- E21B41/0078—Nozzles used in boreholes
-
- 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
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Jet Pumps And Other Pumps (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Filtration Of Liquid (AREA)
- Branch Pipes, Bends, And The Like (AREA)
- Cleaning In General (AREA)
- Cyclones (AREA)
- Processing Of Stones Or Stones Resemblance Materials (AREA)
- Powder Metallurgy (AREA)
- Sewage (AREA)
- Sink And Installation For Waste Water (AREA)
Abstract
Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей отрасли, а именно к инструментам для очистки скважин. При осуществлении способа инструмент управления потоком подсоединяют к насосно-компрессорной колонне, подсоединяют улавливатель обломочного материала к колонне ниже инструмента управления потоком, закачивают скважинный флюид вниз по колонне, чтобы поток флюида проходил через устройство управления потоком и улавливатель обломочного материала, перекрывают внутренний канал инструмента, открывают выпускное отверстие в стенке инструмента. Флюид проходит через канал эжектора и выпускное отверстие в ствол скважины по кольцевому пространству инструмента, а затем в улавливатель обломочного материала. Инструмент включает вытянутый трубчатый элемент, при этом отверстие в его стенке проходит от внутреннего канала для флюида к внешней поверхности трубчатого элемента, корпус клапана, смонтированный с возможностью осевого перемещения между закрытым положением, перекрывающим поток через выпускное отверстие, и открытым положением, позволяющим направлять поток через выпускное отверстие. В корпусе клапана имеется канал для флюида, проходящий через весь корпус, и канал эжектора, проходящий к выпускному отверстию, но только при открытом положении клапана. Повышается эффективность удаления обломочного материала из скважины. 2 н. и 21 з.п. ф-лы, 15 ил.
Description
Данная заявка заявляет о приоритете по заявке на патент США за номером 61/296,878, поданной 20 января 2010 г., озаглавленной "Дифференциальный скважинный инструмент и способы его применения", с указанием ссылки на нее.
Область техники, к которой относится изобретение
Настоящие изобретения в целом относятся к усовершенствованным и улучшенным инструментам очистки скважины от обломочного материала и к способам их применения. В общем случае, инструменты, изготовленные в соответствии с настоящим изобретением, подсоединяются к насосно-компрессорной колонне, например к бурильной колонне, и используются в забое скважины, для удаления оттуда обломочного материала.
Уровень техники
При проведении таких скважинных операций, как фрезерование инструмента или трубы в скважине либо операций по гидроразрыву, образуется обломочный материал, который требуется собрать и удалить из скважины. Например, в компоновке низа бурильной колонны предусматривается инструмент сбора обломочного материала. Иногда инструменты для сбора обломочного материала называют шламометаллоуловителями, ловильными корзинами или песчаными фильтрами. Существует целый ряд различных улавливающих инструментов, в основе работы которых лежат различные принципы. Однако, в общем случае, все эти различные инструменты должны выполнять общую задачу - отделение циркулирующего флюида от бурового шлама и/или другого обломочного материала, присутствующего в скважине. В некоторых инструментах в нижней части насосно-компрессорной колонны создается обратная циркуляция, позволяющая направить обломочный материал в улавливающий инструмент. Обратная циркуляция обычно создается благодаря применению инструмента, который иногда называют механической головкой и который направляет поток, насыщенный буровым шламом и/или зернистым материалом, в блок удаления обломочного материала.
Некоторые примеры вариантов и/или описаний устройств извлечения шлама и вакуумных устройств, описаны, в частности, в следующих патентах: U.S. 2915127; U.S.2771141; U.S.2915127; U.S. 3023810; U.S. 3382925; U.S. 4059155; U.S. 5176208; U.S. 5402850; U.S. 5944100; U.S. 6176311; U.S. 6276452; U.S.6341653; U.S.6962197; U.S. 7472745; U.S. 2007/0272404 A1; а также U.S. 2009/0126933 A1, информация из которых включена в данный документ в указанием ссылки на соответствующий патент в целом. Однако на данном уровне техники продолжается поиск инструментов, обеспечивающих удовлетворительное удаление обломочного материала из скважины.
Раскрытие изобретения
В целом, различные варианты осуществления настоящего изобретения включают в себя следующие компоненты: механическую головку, включающую центральный проходной канал, по меньшей мере, один эжектор с линией потока, параллельной центральному проходному каналу, а также, по меньшей мере, одно вентиляционное отверстие. Клапан позволяет направлять поток через эжектор и открывать вентиляционное отверстие, что позволяет направлять поток через эжектор в кольцевое пространство. Эжектор ориентирован так, чтобы создавать область низкого давления, что способствует образованию обратной циркуляции через блок сбора обломочного материала. Устройство сбора обломочного материала включает в себя усовершенствованные блоки сепаратора и фильтра.
Эти и другие конструктивные особенности и преимущества изобретения станут очевидны для специалистов, имеющих соответствующий уровень технической подготовки, после изучения подробного описания предпочтительного варианта осуществления изобретения, которое сопровождается фигурами и патентными формулами.
Краткое описание графических материалов
Если не указано иное, то все фигуры в описании настоящего изобретения выполнены без соблюдения масштаба. Следует понимать, что данные чертежи отображают только типовые варианты осуществления изобретения и, следовательно, не исчерпывают его объем; описание изобретения приводится с указанием дополнительных специфических черт и подробностей на сопроводительных чертежах, где:
Фиг.1 - это разрез механической головки, выполненной в соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения, где она показана в закрытом положении;
Фиг.2 - это вид в разрезе варианта осуществления изобретения, показанного на Фиг.1, в открытом положении;
Фиг.3 - это вид в разрезе по линии А-А на Фиг.3;
Фиг.4 - это вид в разрезе на секцию сбора обломочного материала настоящего изобретения, которая позволяет применять механическую головку, выполненную в соответствии с вариантами осуществления настоящего изобретения;
Фиг.5 - это разрез механической головки, выполненной в соответствии с альтернативным вариантом осуществления настоящего изобретения, где она показана в закрытом положении;
Фиг.6А - это разрез механической головки, выполненной в соответствии с вариантом осуществления изобретения, показанным на Фиг.5, в открытом положении;
Фиг.6В - это вид в разрезе на механическую головку, выполненную по альтернативному варианту осуществления настоящего изобретения, он аналогичен Фиг.6А, но показывает узел в закрытом положении;
Фиг.7 - это вид в разрезе на секцию сбора обломочного материала, которая выполнена по альтернативному варианту осуществления настоящего изобретения;
Фиг.8 - это вид в разрезе на секцию фильтра, иллюстрирующий альтернативный вариант осуществления настоящего изобретения; данная секция фильтра входит в состав секции сбора обломочного материала, показанной на Фиг.8;
Фиг.9 - это вид в перспективе на механическую головку, выполненную в соответствии с настоящим изобретением, в комплекте с секцией сбора обломочного материала, выполненной по третьему альтернативному варианту осуществления настоящего изобретения;
Фиг.10 - это вид в разрезе на сборочный узел, представленный на Фиг.9;
Фиг.11 - это вид в разрезе на секцию фильтра из состава сборочного узла, представленного на Фиг.9;
Фиг.12а и 12b - это виды в разрезе вариантов осуществления секции сепарации из состава сборочного узла, представленного на Фиг.9; и
Фиг.13 - это вид в разрезе на клапан в секции фильтра, выполненной в соответствии с настоящим изобретением.
Осуществление изобретения
Детали описания, приведенные здесь, используются только для примера и с целью иллюстрации описания предпочтительных вариантов осуществления настоящего изобретения; они представлены здесь с целью наиболее полезного и понятного описания принципов и концептуальных аспектов различных вариантов осуществления настоящего изобретения. В этом отношении, структурные особенности изобретения показаны лишь в той мере, которая необходима для понимания его принципа; на основе описания и чертежей специалисту с соответствующим уровнем технической подготовки становится очевидным порядок осуществления различных форм изобретения на практике.
Следующие определения и пояснения не следует понимать и рассматривать как обязательные при дальнейших построениях, если они не были четко и однозначно изменены в последующем описании. В случаях, если построение термина не отражает его смысл, нужно взять определение из Webster Dictionary, 3rd Edition. Определения и/или интерпретации не должны заимствоваться из других патентных заявок, патентов или публикаций, имеющих или не имеющих отношение к данному документу, если это отдельно не указано в данной спецификации, либо такое заимствование необходимо для сохранения действительности патента.
В данном контексте термин "прикрепленный" или любое его спряжение описывает и означает, по меньшей мере, частичное соединение двух элементов.
В данном контексте термин "целостный" обозначает отсутствие нехватки важных элементов после сборки.
В данном контексте термин "флюид" означает поточное аморфное вещество, молекулы которого свободно перемещаются относительно друг друга, и которое склонно принимать форму заполняемой им емкости; например, это может быть жидкость или газ.
За исключением рабочих примеров либо мест, где это указано особо, все числовые значения, выражающие количественные величины компонентов, которые встречаются в данном документе, во всех случаях следует понимать в сочетании с термином "примерно".
В данном контексте термин "эжектор" означает устройство, обычно имеющее насадку с входным отверстием для протекания флюида через устройство к выходному отверстию, которое служит для создания всасывающего действия, благодаря чему флюид всасывается через впускное отверстие и смешивается с потоком флюида, протекающим между входным и выходным отверстиями. К эжекторам относятся, например, струйные насосы и насосы с трубкой Вентури. "Ось эжектора" означает центральную линию насадки.
В данном контексте "улавливатель обломочного материала" означает устройство, служащее для отделения твердых частиц от скважинных флюидов; данное устройство включает в себя фильтры и корзины.
В различных вариантах осуществления настоящего изобретения в целом предусмотрено применение усовершенствованной дифференциальной механической головки. В соответствии с различными дополнительными вариантами осуществления настоящего изобретения, дифференциальная механическая головка, которая описывается в настоящих изобретениях, может применяться с разного рода буровой арматурой, как модульной, так и обычной. В одном из вариантов осуществления, дифференциальная механическая головка, выполненная в соответствии с настоящим изобретением, используется совместно с инструментом очистки скважины, например, в частности, со шламометаллоуловителем, сетчатым фильтром и/или аналогичным инструментом. Перепад давления создается за счет потока обратной циркуляции, направленного от внутреннего диаметра инструмента и/или эксплуатационной трубы, а не за счет направления потока от внешнего диаметра эксплуатационной трубы и/или ствола скважины либо обсадной колонны. Поток формируется, по меньшей мере частично, благодаря перепаду давления и эффекту Вентури.
В различных вариантах осуществления настоящего изобретения давление потока, направленного из эжектора вовнутрь трубы, достигает максимального значения.
Обращаясь теперь к чертежам, где на нескольких фигурах используются одинаковые условные обозначения, на Фиг.1-3 показан вариант осуществления механической головки 110 в соответствии с настоящим изобретением; головка размещена в подземной секции ствола скважины 105. На Фиг.1 показана механическая головка 110 в закрытом положении, на Фиг.2 эта же головка показана в открытом положении. В альтернативных вариантах осуществления механической головки 110 могут применяться различные другие секции или сегменты, необходимые для конкретного плана или процедуры буровых работ. В различных вариантах осуществления, также подсоединяются дополнительные переводники или детали бурильной колонны, такие как верхний переводник (данный пример показан на Фиг.4).
В различных вариантах осуществления изобретения, механическая головка 110 включает в себя трубчатый элемент 25, характерным для которого является расширяющийся в осевом направлении канал для прохождения флюидов 102 и вентиляционные отверстия 150, выполненные в стенке трубчатого элемента 25. На концах трубчатого элемента 25 предусмотрена резьба для гидравлического соединения механической головки и насосно-компрессорной колонны. Кроме того, механическая головка 110 включает в себя узел клапана 30, расположенный в трубчатом элементе 25, где он может скользить в осевом направлении из открытого положения в закрытое. В общем случае, когда в закрытом положении перекрываются вентиляционные отверстия 150, то сообщение между внутренним объемом механической головки и кольцевым межтрубным пространством скважины 105 отсутствует. В открытом положении вентиляционные отверстия 150 открыты.
Корпус узла клапана 30 состоит из верхнего элемента 142, по меньшей мере, одного эжектора 155 и основания-отражателя 175. Узел клапана 30 имеет сферическое седло под шарик 132, перекрывающее расширяющийся в осевом направлении канал 156. Следует отметить, что седло клапана 132 находится ниже по потоку относительно отверстия перепускного канала 115 и выше по потоку относительно всасывающей камеры 124. Сменные струйные насадки эжектора 122 установлены (на резьбе) на верхнем элементе 142, при этом трубки эжектора 155 совмещены со струйными насадками эжектора 122. Открытое пространство под насадками образует всасывающую камеру 124. В соответствии с предпочтительным вариантом осуществления изобретения, в головке установлено шесть эжекторов, но для ее функционирования требуется установка, по меньшей мере, одного эжектора. Как показано на фигурах, используются эжекторы с плавно сходящимся профилем, но в предпочтительном варианте осуществления изобретения сходящийся профиль комбинируется с плавно расходящимся профилем. Эти профили обеспечивают эффективность работы со скважинными флюидами, содержащими твердые частицы. Основание-отражатель 175 имеет расширяющийся в осевом направлении канал прохождения потока флюида 162 и коническую верхнюю поверхность 164. Основание-отражатель монтируется таким образом, что оно может скользить или смещаться вдоль оси трубчатого элемента 25 под действием верхнего элемента 142. На Фиг.1 основание-отражатель 175 показано в закрытом положении, при этом поток через отверстия 150, а также через трубки эжектора 155 перекрыт. Пара разнесенных в осевом направлении уплотнений 158 устанавливается в основании-отражателе 175 для его герметизации относительно внутренней стенки трубчатого элемента 25 и для изоляции вентиляционных отверстий 150 от канала прохождения потока флюида 102. В различных вариантах осуществления изобретения, по меньшей мере, часть струйных насадок эжектора 122 покрывается защитным слоем.
Трубки эжектора 155 зажимаются между верхним элементом 142 и основанием-отражателем 175 с помощью болтов 211 (как показано на Фиг.3), соединяющих основание и верхний элемент. В данном варианте осуществления изобретения, эжекторы легко снимаются для их обслуживания. Кроме того, возможна индивидуальная адаптация механической головки для конкретных условий применения, путем изменения длины и формы эжекторов и насадок. Узел, состоящий из верхнего элемента 142, трубок эжектора 155 и основания-отражателя 175, можно (с возможностью последующего отсоединения) зафиксировать внутри трубчатого элемента 25 в закрытом или открытом положении с помощью срезных штифтов 176, фиксаторов (не показаны на фигурах) или аналогичных приспособлений. В различных вариантах осуществления изобретения, узел клапана 30 образует в трубчатом элементе 25 посадку с натягом.
Отверстия перепускного канала 115 могут быть ориентированы от внутреннего канала прохождения флюидов 102 к струйным насадкам эжектора 122. В одном из вариантов осуществления изобретения, перепускное отверстие 115 выходит из канала прохождения флюидов под углом примерно девяноста (90) градусов. В альтернативном варианте осуществления изобретения, перепускные отверстия выходят из канала прохождения флюидов под углом примерно 120 градусов. В альтернативном варианте осуществления изобретения, перепускные отверстия выходят из канала прохождения флюидов под углом примерно 135 градусов. В альтернативном варианте осуществления изобретения, перепускные отверстия выходят из канала прохождения флюидов под углом примерно 150 градусов. В альтернативном варианте осуществления изобретения, перепускные отверстия выходят из канала прохождения флюидов под углом менее примерно 150 градусов. В общем случае, допускается любой угол, не создающий чрезмерных препятствий для флюида в канале его прохождения.
Седло клапана 132 предназначено для приема исполнительного шарика или шарообразного затвора клапана 120 (как показано на Фиг.2). В различных вариантах осуществления изобретения, шарообразный затвор клапана 120 освобождается из устьевого оборудования скважины, расположенного над механической головкой 110, и вводится в канал прохождения флюида и во внутренний осевой канал 156. Следует понимать, что возможно применение затвора клапана другой формы, важно только то, чтобы затвор клапана сочетался с формой седла и обеспечивал перекрытие потока флюида через седло. Обычно, шарик 120 выпускается с поверхности или недалеко от нее. Однако в различных вариантах осуществления настоящего изобретения возможно применение других механизмов удержания и/или освобождения шарика 120, например, таких как полка или карниз над седлом клапана 132. Когда шарик 120 помещается в седло клапана 132, канал прохождения флюида 147 в осевом канале 156 перекрывается, и флюид закачивается по насосно-компрессорной колонне в механическую головку 110, которая перенаправляет его в отверстия перепускного канала 115 и в струйные насадки эжектора 122. В различных дополнительных вариантах осуществления изобретения, механическая головка удерживается в закрытом или открытом положении с помощью срезного штифта 176. В общем случае, в закрытом положении сообщение между внутренним объемом механической головки и кольцевым межтрубным пространством скважины 105 отсутствует.
Как объяснялось, когда шарик 120 помещается в седло клапана 132, скважинный флюид, протекающий по насосно-компрессорной колонне, отрезается от потока флюида, протекающего по осевому каналу 156. По мере роста давления флюида, узел клапана 30 срезает штифты 176 и перемещается (самостоятельно или принудительно) в открытое положение, как показано на Фиг.2. При этом основание-отражатель 175 перемещается ниже вентиляционных отверстий 150, открывая выход эжектора в кольцевое пространство трубчатого элемента 25.
В открытом положении скважинный флюид перенаправляется в эжектор и далее через него - в струйные насадки эжектора 122. В различных вариантах осуществления изобретения, трубки эжектора 155 и струйные насадки эжектора 122 могут иметь различную форму, объем и/или длину. Скважинные флюиды, проходящие через струйные насадки эжектора 122, передают энергию эжекторам за счет увеличения скорости и понижения давления протекающего скважинного флюида. Как результат, во всасывающей камере 124 образуется частичный вакуум. Скважинный флюид проходит всасывающую камеру, захватывая в поток флюиды, находящиеся в ней. Вследствие трения внутри потока скважинных флюидов всасывающая камера опорожняется. Это позволяет, за счет более низкого давления во всасывающей камере, "втянуть" или закачать дополнительный объем флюида во всасывающую камеру из секции канала прохождения флюидов 162, расположенной ниже шарового клапана 120. При прохождении находящегося под давлением флюида через струйные насадки эжектора 122 во всасывающую камеру 124, а также через трубки эжектора 155, во всасывающей камере создается всасывающее давление (эффект Вентури), так что флюид в насосно-компрессорной колонне ниже механической головки втягивается в камеру по каналу прохождения флюида 162, а оттуда - в трубки эжектора 155, наряду с флюидом из струйных насадок эжектора 122. Затем смесь по каналу 109 поступает в секцию эжектора с плавным сходящимся коническим сечением, где кинетическая энергия потока флюида преобразуется обратно в давление. Затем комбинированный флюид покидает эжектор и по каналу прохождения флюида 112 направляется в ствол скважины.
В различных вариантах осуществления изобретения, один или более эжекторов устанавливаются по окружности канала прохождения флюида 162. В альтернативных вариантах осуществления изобретения, несколько эжекторов устанавливается радиально симметрично вокруг канала прохождения флюида 162. В одном из вариантов осуществления изобретения применяется, по меньшей мере, два (2) эжектора, установленных вокруг канала прохождения флюида 162. В одном из альтернативных вариантов осуществления изобретения применяется, по меньшей мере, три (3) эжектора, расположенных по окружности канала прохождения флюида 162. В одном из альтернативных вариантов осуществления изобретения применяется, по меньшей мере, четыре (4) эжектора, расположенных вокруг канала прохождения флюида 162. В одном из альтернативных вариантов осуществления изобретения применяется, по меньшей мере, пять (5) эжекторов, расположенных вокруг канала прохождения флюида 162. В одном из альтернативных вариантов осуществления изобретения применяется, по меньшей мере, шесть (6) струйных насадок, расположенных вокруг канала прохождения флюида 162. В одном из альтернативных вариантов осуществления изобретения применяется, по меньшей мере, семь (7) эжекторов, расположенных вокруг канала прохождения флюида 162. В одном из альтернативных вариантов осуществления изобретения применяется, по меньшей мере, восемь (8) эжекторов, расположенных вокруг канала прохождения флюида 162. В общем случае, можно использовать любое количество эжекторов, позволяющее получить оптимальный вакуумный и/или эжекторный эффект и/или эффект перепада давления.
В общем случае, согласно способу эксплуатации, а также ссылаясь на Фиг.1, буровой раствор циркулирует через механическую головку 110 по каналу прохождения флюида 102. Если механическая головка 110 находится в закрытом положении, буровой раствор протекает из канала прохождения флюида 102 через канал 162 к коронке или фрезе в нижней части колонны. При фрезеровочных работах или если необходимо удалить шлам и/или обломочный материал, шарик 120 забрасывается в седло клапана 132 (как показано на Фиг.2). При дальнейшем закачивании бурового раствора повышается давление в трубчатом элементе 25, при этом узел клапана 30 вынужден скользить вниз, пока выход эжектора не совместится с вентиляционным отверстием 150, благодаря чему буровой раствор может протекать в межтрубное пространство скважины путем перенаправления потока флюида из канала 102 в канал 112. Как описывалось, поток через струйные насадки эжектора 122 и трубки эжектора 155 приводит к отбору флюида из насосно-компрессорной колонны ниже механической головки 110 и к его отводу по каналу прохождения флюида 102 во всасывающую камеру 124.
В различных вариантах осуществления изобретения трубки эжектора 155 имеют коническую форму. В различных вариантах осуществления изобретения допускается создание индуцированного потока посредством циркуляции или рециркуляции. В одном из вариантов осуществления изобретения, трубки эжектора 155 имеют сходящееся сечение для создания потока бурового раствора. В альтернативном варианте осуществления изобретения, трубки эжектора 155 имеют расходящееся сечение для создания потока бурового раствора. В альтернативном варианте осуществления изобретения, трубки эжектора имеют расходящиеся и сходящиеся поверхности для создания потока бурового раствора. В альтернативном варианте осуществления изобретения в трубках эжектора 155 имеется несколько областей сходящегося и расходящегося сечения, служащих для создания потока бурового раствора. В общем случае, области различных сходящихся и расходящихся сечений могут применяться в варианте осуществления настоящего изобретения.
В различных вариантах осуществления изобретения, канал прохождения потока бурового раствора 109 вдоль оси эжектора через трубки эжектора 155 параллелен каналу прохождения флюида 102. В различных альтернативных вариантах осуществления изобретения, поток бурового раствора через трубки эжектора почти параллелен каналу прохождения флюида 102. В общем случае, направление потока бурового раствора 109, проходящего через трубки эжектора 155, соотносится с каналом прохождения флюида 102.
По меньшей мере, часть перенаправленного бурового раствора под высоким давлением проходит по каналу 109, при этом обычно давление потока снижается во всасывающей камере 124 канала 109. В общем случае, давление в канале прохождения флюида, в соответствии с настоящим изобретением, зависит от объема и/или площади поверхности канала. В общем случае, перепад давлений, который обеспечивается различными вариантами осуществления настоящего изобретения, можно использовать для подъема обломочного материала и/или бурового шлама и/или других элементов.
Фиг.3 - это разрез узла, показанного на Фиг.2, по линии 3-3. Как видно, канал 102 окружен болтами 211, струйными насадками 122 и трубками эжектора 155.
На Фиг.4 приводится иллюстрация варианта осуществления изобретения, где показан блок сбора обломочного материала 330, который применяется вместе с механической головкой, выполненной в соответствии с настоящим изобретением, и который включает в себя сепаратор 340, трубчатую улавливающую камеру или корзину 360, а также нижний переводник (или ниппель) 335, закрепленный на нижней стороне корзины 360 с помощью резьбы. Съемный блок 362, содержащий монтажную плиту или основание 336, вторую или внутреннюю трубу 372 и стабилизатор 341, расположен в улавливающей камере или корзине 360. Съемный узел внутренней трубы 362 фиксируется между нижним переводником 335 и корзиной 360. Внутренняя труба 372 имеет отверстие 345 в верхнем конце, через которое в камеру 360 поступает флюид. Желательно, чтобы внутренняя труба 372 имела открытый конец, но возможны и другие конфигурации, такие как серия отверстий в верхнем конце внутренней трубы. В соответствии с конструктивными особенностями настоящего изобретения, нижний переводник может отсоединяться, а узел трубы 362 снимается для удаления обломочного материала, накопившегося в корзине 360, посредством промывки.
Первая камера 338 и сетка 339 содержат верхний блок 310 и они расположены выше второго блока или блока внутренней трубы 362. В дополнительных вариантах осуществления изобретения предусмотрен трубчатый проходной канал 368 и/или удлинительная секция 371. Когда механическая головка находится в открытом положении (режим рециркуляции), флюид протекает в блок сбора обломочного материала 330 по каналу 301 и во внутреннюю трубу 372. Обычно, буровой раствор, протекающий по внутренней трубе 372, насыщен обломочным материалом и/или буровым шламом, который требуется отделить от бурового раствора. Буровой раствор поднимается по второй внутренней трубе 372 и проходит через сепаратор 340. В сепараторе 340 крупный обломочный материала и/или буровой шлам падает в улавливающую камеру или корзину 360. Флюид и мелкий обломочный материал проходит в отверстия или каналы 364, выполненные в сепараторе 340. В одном из вариантов осуществления блока сбора обломочного материала 330, предназначенного для применения при проведении фрезеровочных работ, блок сбора обломочного материала 330 можно удлинить или продублировать, в зависимости от длины обсадной трубы, в которой предполагается проводить скважинные операции.
Буровой раствор продолжает продвигаться вверх по каналу 306, через блок сбора обломочного материала 330, в механическую головку, выполненную в соответствии с настоящим изобретением. В различных вариантах осуществления изобретения, буровой раствор проходит через сетку 339, где удаляется остальной обломочный материал и/или буровой шлам. В различных вариантах осуществления изобретения, по меньшей мере, часть очищенного бурового раствора направляется обратно в скважину для выполнения операций бурения.
На Фиг.5 и 6А приводятся иллюстрации для альтернативного варианта осуществления механической головки 225, в состав которой входят корпус 226 с узлом клапана 228, установленным на нем. Корпус 226 включает в себя кольцевой выступ 226b, секцию с уменьшенным внутренним диаметром 226а с выполненными в ней вентиляционными отверстиями 250. Узел клапана 228 включает в себя трехкомпонентный верхний элемент 234, эжекторы 255 и основание-отражатель 230, скрепленные болтами 211. Верхний элемент 234 включает в себя шариковую направляющую 234а, секцию клапана 234b и стабилизатор эжектора 234с. Шариковая направляющая 234а состоит из седла клапана 232 струйных насадок эжектора 222. Когда механическая головка переводится в открытое положение, как показано на Фиг.6А, выступ 236 на отражателе 230 взаимодействует с секцией уменьшенного диаметра 226а, что позволяет точно совместить узел клапана 228 с вентиляционными отверстиями 250.
На Фиг.6В приводится иллюстрация для альтернативного варианта осуществления механической головки 225, находящейся во включенном положении. В соответствии с данным вариантом осуществления изобретения, в корпусе 226, выше узла клапана 338 устанавливается второй узел клапана 250, а в стенке корпуса 226 выполняются перепускные отверстия 252. Узел клапана 250 содержит корпус клапана 254 и кольцевые межтрубные уплотнения 256, обеспечивающие герметичность относительно внутренних стенок корпуса 226. Седло клапана 258 образовано на корпусе 224 вокруг осевого канала 260. Размер и форма гнезда позволяют принимать затвор клапана, в варианте, для которого дана иллюстрация, это шарик 262. Размер и форма канала 260 допускают прохождение шарика 220. Корпус 254 устанавливается в корпусе 226, где он может скользить в осевом направлении вперед и назад, как отмечено стрелкой D. Во время работы, второй узел клапана может помещаться в скважину в рабочем положении (не показано), т.е. корпус клапана 254 поднят в положение перекрытия потока через отверстия 252. Для удержания корпуса клапана 254 в поднятом положении можно использовать срезной штифт или аналогичное приспособление. Если требуется перекрыть поток через механическую головку 225 и открыть отверстия 252, на седло 258 подается большой затвор клапана (исполнительный шарик 264), и корпус клапана 254 принудительно скользит вниз, во включенное положение, как показано на Фиг.6В. Узел клапана 250 может применяться для циркуляции скважинных флюидов внутрь либо наружу насосно-компрессорной колонны через отверстия 252. Узел клапана 250 позволяет погружать механическую головку 225 в скважину в открытом состоянии, а затем отключать ее, активировав узел клапана 250.
На Фиг.7 представлен развернутый вид в разрезе для альтернативного варианта осуществления модульного устройства сбора обломочного материала 500 с обратным клапаном 532, которое можно применять вместе с различными вариантами осуществления настоящего изобретения. В общем случае, первая секция сбора обломочного материала 510, состоящая из внутренней трубы 512 и расширенной секции 515, применяется для удаления из бурового раствора крупного обломочного материала. По мере поднятия бурового раствора, внутренняя труба 512 переходит в расширенную секцию 515 и высвобождает часть накопленного обломочного материала в улавливающую камеру 517.
В конечном итоге, улавливающая камера 517 заполняется и требует очистки. В различных вариантах осуществления настоящего изобретения применяется переводник вертлюга 520 с секцией периодического профиля 522, позволяющей захватывать его с помощью трубных ключей и/или инструментов, имеющихся на буровой площадке. Как таковой, переводник 520 можно отсоединить от бурильной колонны, отделить и опорожнить улавливающую камеру 517, тем самым экономя время на бурение.
Уникальный песчаный переводник 530, служащий для удаления твердых частиц, таких как, в частности, песок и расклинивающий агент, можно использовать в сочетании с различными вариантами осуществления настоящего изобретения для повышения эффективности процедур очистки скважины. Основными элементами песчаного переводника 530 являются сетка 539, внутренняя труба 572, камера сбора обломочного материала 537, опорная плита 534, а также обратный клапан 532. Обратный клапан 532 можно спроектировать так, чтобы он был открыт при обратном потоке и закрыт при нормальной циркуляции. В различных дополнительных вариантах осуществления предусматриваются отверстия (не показаны), позволяющие узлу работать при нормальной циркуляции.
На Фиг.8 показан альтернативный обратный клапан, который можно применять в различных вариантах осуществления песчаного переводника 630, выполненного в соответствии с настоящим изобретением, в состав которого входит удлиненная камера сбора обломочного материала 637, обратный клапан 632, сетка 639, внутренняя труба 672 и опорная плита 634. В общем случае, флюид может протекать через переводник при прямой и/или обратной циркуляции, в зависимости от положения обратного клапана 632.
Еще один альтернативный вариант осуществления блока сбора обломочного материала 700, выполненного в соответствии с настоящим изобретением и собранного в насосно-компрессорной колонне 702 (состоит из буровой трубы), показан на Фиг.9 и 10. Насосно-компрессорная колонна 702 имеет внутренний канал 703, сообщающийся с блоком сбора обломочного материала. Блок сбора обломочного материала 700 содержит следующие элементы: узел механической головки 704, фильтр буровой трубы 706, верхнюю секцию вертлюга 708, узел фильтра 800, нижнюю секцию вертлюга 712, а также узел сепаратора 900. Ниппели 710, 714 и 722 служат резьбовыми адаптерами и закрывают нижние секции узлов. При этом в конфигурации, приведенной на иллюстрации, узел 700 включает, к примеру, только по одному из каждого компонента. Можно предположить, что при необходимости возможна сборка узла из более чем одного сепаратора, установленного последовательно. Следует отметить, что секции вертлюга имеют ту же конфигурацию (размер и форму), что и буровая труба; это позволяет захватывать секции вертлюга на узле 700 с помощью тех же трубных ключей и/или инструментов, имеющихся на буровой или ремонтной установке, которые используются для работы с буровыми трубами. Длина секций вертлюга такова, что при сборке с одним из узлов фильтрации или сепарации, с ними можно обращаться как с секцией буровой трубы. Например, комбинированная длина секции вертлюга 712 подбирается таким образом, чтобы при соединении с узлом сепаратора 900 и ниппелем 722, длина полученного узла составляла примерно 9 м, что позволяет хранить его на стеллаже для бурильных труб или вынимать из скважины, помещать на стеллаж для труб, разбирать и опорожнять без применения оборудования буровой установки. Аналогично, комбинированная длина переводника вертлюга или секции 708 подбирается таким образом, чтобы при соединении с узлом фильтра 724 и ниппелем 712, длина полученного узла составляла примерно 9 м, что позволяет обращаться с ним как с единым отрезком трубы. То же самое справедливо для длины инструмента механической головки в сборе 704 и фильтра буровой трубы 706. Длина блока сбора обломочного материала 700 может составлять до 27,5 м, что позволяет обращаться с узлом как с буровой трубой, состоящей из трех секций.
Механическая головка 704 может быть выполнена по любой конфигурации из описанных в данном документе. Механическая головка 704 присоединяется к секции буровой трубы 702 с проходным каналом 703. Выпускные отверстия 716 открываются при посадке исполнительного шарика 718 на седло в механической головке 704. Шарик 718 также перенаправляет поток из буровой трубы 702 через эжекторы 720 и выходные отверстия 716 в кольцевое пространство, образовавшееся между блоком сбора обломочного материала 700 и стенкой скважины. Эжекторы 720 формируют область низкого давления, что в свою очередь заставляет скважинные флюиды направляться в нижнюю часть насосно-компрессорной колонны 702, а затем - вверх по проходному каналу 703 через узел сепаратора 900 и узел фильтра 800. Обломочный материал удаляется из скважинного флюида в узлах сепаратора 900 и фильтра 800.
Подробный чертеж узла фильтра 800 приводится на Фиг.11 и 13. Узел фильтра 800 состоит из цилиндрического корпуса 810, который имеет внешнюю резьбу на нижнем конце 812, что позволяет соединять его с нижней секцией вертлюга 712; также корпус имеет внутреннюю резьбу на верхнем конце 814, что позволяет соединять его с верхней секцией вертлюга 708. В данном варианте осуществления изобретения ниппель 714, показанный на Фиг.10, не используется. Основание 840 монтируется к нижнему концу узла фильтра 800 и фиксируется между противостоящими кольцевыми выступами 816 и 818. Основание 840 по форме представляет собой плоскую шайбу с центральным сквозным проходным каналом 842. Внутренняя скоростная трубка 820 монтируется на основании 840 и выступает из него в осевом направлении. Внутренняя скоростная трубка 820 имеет цилиндрическую форму, а размер ее подбирается так, чтобы она прилегала по периметру к центральному проходному каналу 842. Верхний конец 822 скоростной трубки 820 открыт.
Цилиндрический фильтр 830 выступает из основания 840 и образует кольцевое пространство 832 вокруг внутренней скоростной трубки 820. В настоящем варианте осуществления изобретения, фильтр 830 показан в виде каркасно-проволочного фильтра, но следует понимать, что возможно применение и других типов мусороулавливающих фильтров. Второе кольцевое пространство 834 образуется между корпусом 810 и фильтром 830. Колпачок 860 закрывает верхний конец цилиндрического фильтра 830. Серия промежуточных перемычек 850, расположенных в осевом направлении, закреплена по внешней стороне фильтра 830 и служит для обеспечения опоры.
Предохранительный клапан 870 смонтирован в колпачке 860. Подробное устройство предохранительного клапана 870 показано на Фиг.13. Предохранительный клапан 870 содержит затвор клапана 872, шток клапана 874, пружину сжатия 876 и клапанную коробку 878. Как показано на фигуре, пружина 876 прижимает затвор клапана 872 к колпачку 860, тем самым закрывая фильтр 830 сверху. По мере загрузки фильтра 830 обломочным материалом, давление флюида внутри фильтра 830 превысит противодействие пружины 876 и оттеснит затвор клапана 872 от колпачка 860, что позволит флюиду обходить фильтр 830. Как показано на фигуре, усилие пружины 876 и затвора клапана 872 можно регулировать, вращая гайку 879 на штоке с резьбой 874.
При нормальных условиях работы, скважинные флюиды, содержащие обломочный материал, поступают в узел фильтра 800 по трубке 820. Поток, поступающий в кольцевое пространство 832, фильтруется, протекая через фильтр 830, и попадает в кольцевое пространство 834. По мере фильтрации флюидов, в кольцевом пространстве 832 накапливается обломочный материал, а отфильтрованный поток покидает узел фильтра 800 через верхнюю секцию вертлюга 708. В соответствии с конструктивными особенностями настоящего изобретения, при отсоединении нижней секции вертлюга 712 (ниппеля 714) от корпуса 810, узел, состоящий из основания 840, трубки 820 и фильтра 830 можно вынуть из корпуса 810, перемещая его в осевом направлении, для очистки или ремонта.
Подробное устройство узла сепаратора 900 представлено на Фиг.12а и 12b. Узел сепаратора 900 состоит из цилиндрического корпуса 910, нижний конец 912 которого имеет внешнюю резьбу, а верхний конец 914 - внутреннюю резьбу. Внутренняя скоростная трубка 920 выступает в осевом направлении из основания 930 и соединена с ним. Вместе с внутренней стенкой корпуса 910, трубка 920 формирует кольцевое пространство 926 для улавливания обломочного материала. Основание 930 монтируется между противостоящими выступами на корпусе 910 и ниппеле 722. Стабилизаторы 922 смонтированы по внешней стороне трубки 920 и обеспечивают ее центровку внутри корпуса 910. Конус-отражатель (или "сепаратор") 940 монтируется выше открытого конца 924 трубки 920. Проходной канал 932 сообщается с внутренним объемом трубки 920. При эксплуатации, скважинные флюиды поступают в узел сепаратора 900 либо подаются из скоростной трубки 920 на конус-отражатель 940, где крупный обломочный материал радиально сепарируется и отбрасывается назад, в кольцевое пространство 926. Узел сепаратора 900 можно с легкостью снять, отвинтив ниппель 722.
В соответствии с конструктивными особенностями настоящего изобретения, можно увеличить длину узлов фильтра и сепаратора, либо возможно сочетание нескольких узлов, в зависимости от условий работы на буровой площадке. Если предполагается присутствие дополнительных объемов обломочного материала, то длина секции сепаратора может быть увеличена. Как показано на Фиг.12b, на корпусе 910 предусмотрена стыковочная резьба 910а, служащая для добавления второй секции корпуса 910b. Скоростная трубка 920d добавляется к трубке 920 с помощью двух втулок 920а и 920с, которые устанавливаются на ней и на сортировочной секции трубки 920b. Таким образом, к узлу сепаратора 900 можно нарастить одну или более секций, приспосабливая его под большие объемы обломочного материала. Аналогичным образом, по мере необходимости, можно нарастить узел фильтра 800.
В процессе работы, ниппели различных узлов можно соединять и отсоединять за пределами буровой установки, например, на трубном стеллаже, используя механизированный ручной инструмент, такой как цепные приводные трубные ключи и трубные захваты, либо установка горизонтального соединения труб. Например, закрепление или снятие ниппеля 722 для монтажа или демонтажа сепаратора 900 производится с помощью механизированного ручного инструмента и не требует применения оборудования буровой установки. Например, если сепаратор требуется разобрать для его очистки, крутящий момент свинчивания может создаваться на ниппеле при удалении (или погружении) узла из скважины, с помощью приводного трубного ключа; работы выполняются на рабочей площадке буровой установки, после чего ниппель снимается, а сепаратор чистится на стеллаже, что не требует задействовать другое оборудование буровой установки. То же самое справедливо в отношении ниппеля 714 и узла фильтра 800. После помещения различных приспособлений в сборе в бурильную колонну и спуска их в ствол скважины, инструмент используется так, как описано в данном документе. При извлечении приспособлений в сборе из ствола скважины, они размыкаются или отсоединяются от насосно-компрессорной колонны с помощью вышкомонтажного оборудования. Как уже объяснялось выше, узлы спроектированы так, чтобы они извлекались из скважины аналогично трубным секциям. Комплексный узел, состоящий из ниппеля 722, узла сепаратора 900 и переводника вертлюга 712 извлекается из колонны как одно целое. Затем весь блок целиком может быть убран с буровой установки и храниться, например, на трубном стеллаже или в другом месте, освобождая буровую для проведения других работ. Затем снимается ниппель 722, для чего используется ручной механизированный инструмент, а не оборудование буровой установки. Затем можно с легкостью очистить съемную монтажную плиту, внутреннюю трубку и стабилизаторы. Аналогично могут быть отсоединены от бурильной или трубной колонны узел фильтра и узел механической головки, после чего их можно переместить на трубный стеллаж или в другое место, а затем разобрать для очистки. Термины "ниппель", "нижний переводник" и т.п., в данном контексте означают секцию трубы, имеющую сквозной проходной канал, которую можно закрепить на конце корпуса инструмента, как например, ниппели 714 и 722, а также нижний переводник 301.
В то время как в документе показаны и описаны конкретные варианты осуществления изобретения, специалист с соответствующим уровнем технической подготовки может разработать различные их модификации и альтернативные варианты осуществления. Соответственно, полагается, что объем изобретения ограничивается только пределами прилагаемых формул изобретения.
Осуществление изобретений возможно в других специфических формах, не отклоняясь от сути настоящего изобретения, так как приведенные примеры взяты только для наглядности и не ограничивают его объем. Объем изобретения, таким образом, определяется прилагаемыми формулами, а не вышеизложенным описанием. Все изменения, внесенные в формулы, которые не затрагивают их смысл и не нарушают эквивалентность, следует рассматривать как входящие в их объем. Также и все опубликованные документы, патенты и заявки, упомянутые в данном документе, включены в него с указанием ссылки на соответствующий документ в целом.
Claims (23)
1. Скважинный инструмент, предназначенный для спуска в ствол скважины на насосно-компрессорной колонне, содержащий:
вытянутый трубчатый элемент, открытый с обоих концов, входной конец которого предназначен для соединения с насосно-компрессорной колонной, внутренний канал для флюида проходит от входного конца трубчатого элемента к открытому нижнему его концу, выпускное отверстие в стенке трубчатого элемента проходит от внутреннего канала для флюида к внешней поверхности трубчатого элемента;
корпус клапана, смонтированный в трубчатом элементе с возможностью осевого перемещения внутри него между закрытым положением, перекрывающим поток через выпускное отверстие, и открытым положением, позволяющим направлять поток через выпускное отверстие, в корпусе клапана имеется канал для флюида, проходящий через весь корпус, а также канал эжектора, проходящий к выпускному отверстию, но только при открытом положении клапана;
седло клапана, обращенное к входному концу и расположенное на корпусе клапана так, чтобы окружать канал для флюида в клапане, размер и форма седла позволяют принимать затвор клапана, обеспечивающий перекрытие потока через канал для флюида в клапане, что позволяет перемещать корпус клапана в открытое положение.
вытянутый трубчатый элемент, открытый с обоих концов, входной конец которого предназначен для соединения с насосно-компрессорной колонной, внутренний канал для флюида проходит от входного конца трубчатого элемента к открытому нижнему его концу, выпускное отверстие в стенке трубчатого элемента проходит от внутреннего канала для флюида к внешней поверхности трубчатого элемента;
корпус клапана, смонтированный в трубчатом элементе с возможностью осевого перемещения внутри него между закрытым положением, перекрывающим поток через выпускное отверстие, и открытым положением, позволяющим направлять поток через выпускное отверстие, в корпусе клапана имеется канал для флюида, проходящий через весь корпус, а также канал эжектора, проходящий к выпускному отверстию, но только при открытом положении клапана;
седло клапана, обращенное к входному концу и расположенное на корпусе клапана так, чтобы окружать канал для флюида в клапане, размер и форма седла позволяют принимать затвор клапана, обеспечивающий перекрытие потока через канал для флюида в клапане, что позволяет перемещать корпус клапана в открытое положение.
2. Инструмент по п.1, отличающийся тем, что эжектор имеет входной, всасывающий и выходной каналы; входной канал для прохождения флюида в корпусе клапана соединен с входным каналом эжектора посредством внутреннего канала для флюида; всасывающий канал в корпусе клапана соединен с всасывающим каналом эжектора посредством внутреннего канала для флюида; а выходной канал в корпусе клапана, соединенный с выходным каналом эжектора, гидравлически сообщается с выпускным отверстием, если корпус клапана находится в открытом положении.
3. Инструмент по п.1, отличающийся тем, что дополнительно содержит срезной штифт, удерживающий корпус клапана в открытом положении.
4. Инструмент по п.1, отличающийся тем, что трубчатый элемент имеет цилиндрическую форму, а канал для флюида располагается по его центру.
5. Инструмент по п.1, отличающийся тем, что на корпусе, по окружности вокруг канала для прохождения флюида, через равные промежутки смонтирована серия эжекторов.
6. Инструмент по п.1, отличающийся тем, что гнездо клапана имеет полусферическую форму.
7. Инструмент по п.1, отличающийся тем, что дополнительно содержит затвор клапана, взаимодействующий с седлом и перекрывающий поток через канал для флюида.
8. Инструмент по п.7, отличающийся тем, что затвор клапана имеет сферическую форму.
9. Инструмент по п.1, отличающийся тем, что входной канал находится в гидравлическом сообщении с внутренним каналом для прохождения флюида, в точке выше указанного седла клапана.
10. Инструмент по п.1, отличающийся тем, что всасывающий канал находится в гидравлическом сообщении с внутренним каналом для прохождения флюида, в точке ниже седла клапана.
11. Инструмент по п.1, отличающийся тем, что эжектор включает насадку, установленную параллельно оси внутреннего канала для прохождения флюида.
12. Инструмент по п.1, отличающийся тем, что в качестве эжектора применяется струйный насос.
13. Инструмент по п.1, отличающийся тем, что дополнительно содержит улавливатель обломочного материала, подсоединенный к нижнему концу инструмента.
14. Инструмент по п.13, отличающийся тем, что улавливатель обломочного материала содержит вытянутый корпус инструмента с внутренним проходным каналом для протекания скважинных флюидов через корпус, в корпусе имеется вход и выход, корпус предназначен для присоединения к насосно-компрессорной колонне; вытянутый фильтрующий элемент, размещенный в корпусе, при этом образуется первое кольцевое пространство между корпусом и фильтрующим элементом; а также внутреннюю трубку, находящуюся в гидравлическом сообщении с входом корпуса, данная внутренняя трубка размещается внутри фильтрующего элемента, при этом образуется второе кольцевое пространство между внутренней трубкой и фильтрующим элементом, один конец внутренней трубки находится в гидравлическом сообщении с входом корпуса, внутренняя трубка служит для направления потока флюида от входа корпуса в первое кольцевое пространство, для выделения из флюида обломочного материала.
15. Инструмент по п.13, отличающийся тем, что улавливатель обломочного материала содержит вытянутый корпус с внутренним проходным каналом, сепарирующый элемент и съемный подузел; сепарирующий элемент размещается вблизи верхнего конца вытянутого корпуса и предназначен для выделения обломочного материала из скважинного флюида и направления его в кольцевое пространство между внутренней трубкой и корпусом; а также съемный подузел, содержащий вытянутую внутреннюю трубку, размещенную внутри корпуса, при этом образуется кольцевое пространство между внутренней трубкой и корпусом, монтажной плиты, закрепленной на корпусе с возможностью снятия, монтажная плита служит для отсекания потока от нижней области кольцевого пространства между внутренней трубкой и корпусом, в монтажной плите имеется входной канал для направления потока флюида во внутренний объем внутренней трубки.
16. Инструмент по п.1, отличающийся тем, что корпус клапана содержит:
центральный канал для флюида, проходящий по центру корпуса клапана;
серию эжекторов, расположенных снаружи относительно центрального канала для флюида и проходящих параллельно относительно потока флюида через корпус клапана;
насадку в канале эжектора, размер и форма которой позволяют образовывать зону низкого давления при прохождении флюида через канал эжектора;
корпус клапана, смонтированный в трубчатом элементе, с возможностью осевого перемещения между положением перекрытия потока флюида через выпускное отверстие и положением, при котором отверстие трубчатого элемента соединено с эжекторами.
центральный канал для флюида, проходящий по центру корпуса клапана;
серию эжекторов, расположенных снаружи относительно центрального канала для флюида и проходящих параллельно относительно потока флюида через корпус клапана;
насадку в канале эжектора, размер и форма которой позволяют образовывать зону низкого давления при прохождении флюида через канал эжектора;
корпус клапана, смонтированный в трубчатом элементе, с возможностью осевого перемещения между положением перекрытия потока флюида через выпускное отверстие и положением, при котором отверстие трубчатого элемента соединено с эжекторами.
17. Способ применения инструмента управления потоком для создания потока, содержащего обломочный материал, направленного из ствола скважины в улавливатель обломочного материала, установленный ниже инструмента в насосно-компрессорной колонне, включающий этапы:
подготовка инструмента управления потоком с внутренним проходным каналом, открытым с обоих концов инструмента, а также с каналом эжектора;
подсоединение инструмента к насосно-компрессорной колонне, при этом его внутренний проходной канал гидравлически сообщается с насосно-компрессорной колонной;
подсоединение улавливателя обломочного материала к насосно-компрессорной колонне ниже инструмента управления потоком;
помещение насосно-компрессорной колонны в ствол скважины и закачивание скважинных флюидов вниз по насосно-компрессорной колонне, так чтобы поток проходил через устройство управления потоком и улавливатель обломочного материала;
после этого следует перекрытие внутреннего канала;
открытие выпускного отверстия в стенке инструмента;
прохождение флюидов через канал эжектора и выпускное отверстие в ствол скважины по кольцевому пространству инструмента управления потоком, а затем - в улавливатель обломочного материала.
подготовка инструмента управления потоком с внутренним проходным каналом, открытым с обоих концов инструмента, а также с каналом эжектора;
подсоединение инструмента к насосно-компрессорной колонне, при этом его внутренний проходной канал гидравлически сообщается с насосно-компрессорной колонной;
подсоединение улавливателя обломочного материала к насосно-компрессорной колонне ниже инструмента управления потоком;
помещение насосно-компрессорной колонны в ствол скважины и закачивание скважинных флюидов вниз по насосно-компрессорной колонне, так чтобы поток проходил через устройство управления потоком и улавливатель обломочного материала;
после этого следует перекрытие внутреннего канала;
открытие выпускного отверстия в стенке инструмента;
прохождение флюидов через канал эжектора и выпускное отверстие в ствол скважины по кольцевому пространству инструмента управления потоком, а затем - в улавливатель обломочного материала.
18. Способ по п.17, отличающийся тем, что дополнительно включает этап осевого перемещения корпуса клапана между первым положением, перекрывающим поток через отверстие в стенке инструмента, где весь флюид, попадающий в инструмент, проходит по его внутреннему каналу и попадает в улавливатель обломочного материала; и вторым положением, где весь поток направляется через канал эжектора и отверстие в стенке инструмента.
19. Способ по п.17, отличающийся тем, что этап перемещения клапана дополнительно включает действие по закачке скважинных флюидов через канал эжектора в ствол скважины, тем самым создавая поток в улавливателе обломочного материала.
20. Способ по п.17, отличающийся тем, что этап перекрытия включает взаимодействие подвижного затвора клапана с обращенным вверх седлом клапана, окружающим внутренний проходной канал, с целью перенаправления потока из насосно-компрессорной колонны в канал эжектора.
21. Способ по п.20, отличающийся тем, что дополнительно включает действия по направлению флюидов от входа эжектора к его выходу с целью создания низкого давления у всасывающего отверстия эжектора, что способствует протеканию флюидов из внутреннего проходного канала в канал эжектора.
22. Способ по п.17, отличающийся тем, что этап открытия выпускного отверстия в стенке инструмента включает в себя взаимодействие подвижного затвора клапана с обращенным вверх седлом клапана, окружающим внутренний проходной канал с целью перекрытия потока, для осевого перемещения элемента из положения перекрытия выпускного отверстия.
23. Инструмент по п.1, отличающийся тем, что дополнительно содержит перепускное отверстие в стенке трубчатого элемента, второй корпус клапана, смонтированный в трубчатом элементе, с возможностью осевого перемещения внутри него между рабочим положением, обеспечивающим перекрытие потока через выпускное отверстие, и включенным положением, обеспечивающим перекрытие потока через канал для прохождения флюида и выпускное отверстие, но при этом поток направляется в перепускное отверстие.
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US29687810P | 2010-01-20 | 2010-01-20 | |
US61/296,878 | 2010-01-20 | ||
PCT/US2011/021899 WO2011091157A2 (en) | 2010-01-20 | 2011-01-20 | Differential pressure wellbore tool and related methods of use |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2012134087A RU2012134087A (ru) | 2014-02-27 |
RU2524586C2 true RU2524586C2 (ru) | 2014-07-27 |
Family
ID=44307586
Family Applications (2)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2012134086/03A RU2534175C2 (ru) | 2010-01-20 | 2011-01-20 | Устройство и способ удаления обломков из скважинного флюида в стволе скважины |
RU2012134087/03A RU2524586C2 (ru) | 2010-01-20 | 2011-01-20 | Дифференциальный скважинный инструмент и способ его применения |
Family Applications Before (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2012134086/03A RU2534175C2 (ru) | 2010-01-20 | 2011-01-20 | Устройство и способ удаления обломков из скважинного флюида в стволе скважины |
Country Status (12)
Country | Link |
---|---|
US (3) | US9068416B2 (ru) |
EP (2) | EP2526255B1 (ru) |
CN (2) | CN102791955A (ru) |
AU (2) | AU2011207241B2 (ru) |
BR (3) | BR112012017958B1 (ru) |
CA (3) | CA2782660C (ru) |
CO (2) | CO6571923A2 (ru) |
DK (1) | DK2526254T3 (ru) |
MX (3) | MX2012008465A (ru) |
MY (2) | MY163716A (ru) |
RU (2) | RU2534175C2 (ru) |
WO (3) | WO2012102694A1 (ru) |
Families Citing this family (49)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN102791955A (zh) * | 2010-01-20 | 2012-11-21 | 威尔博尔能量产品有限公司 | 压差井眼工具以及相关使用方法 |
GB2485394B (en) * | 2010-11-12 | 2016-08-10 | M-I Drilling Fluids U K Ltd | Modular tool for wellbore cleaning |
GB201021588D0 (en) | 2010-12-21 | 2011-02-02 | Enigma Oilfield Products Ltd | Downhole apparatus and method |
CN102409982A (zh) * | 2011-11-29 | 2012-04-11 | 盐城华亚石油机械制造有限公司 | 止回防堵螺杆钻具 |
US20150226036A1 (en) * | 2012-09-20 | 2015-08-13 | M-I L.L.C. | Packer plug retrieval tool and related methods |
CN103306622B (zh) * | 2013-06-06 | 2015-10-14 | 杨甘生 | 液力加压式绳索取心钻具 |
GB2534493B (en) * | 2013-08-13 | 2020-02-26 | Abrado Inc | Combination debris collection and visual validation assembly |
CN104563930B (zh) * | 2013-10-27 | 2017-02-15 | 中国石油化工集团公司 | 一种双流道方向控制短接装置 |
CN103696716A (zh) * | 2013-11-12 | 2014-04-02 | 湖北中南勘察基础工程有限公司 | 一种深孔孔底捞粉装置 |
CN103696719B (zh) * | 2013-11-12 | 2016-06-08 | 湖北中南勘察基础工程有限公司 | 一种小口径钻孔捞渣装置 |
RU2553874C1 (ru) * | 2014-01-09 | 2015-06-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Самарский государственный аэрокосмический университет имени академика С.П. Королева (национальный исследовательский университет)" (СГАУ) | Фильтр для скважин |
US10072472B2 (en) | 2014-06-03 | 2018-09-11 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus, system, and methods for downhole debris collection |
CN104153744B (zh) * | 2014-07-31 | 2017-01-25 | 山东省地矿工程勘察院 | 孔隙型地热井喷射洗井器及利用该洗井器喷射洗井的方法 |
AU2014410222B2 (en) * | 2014-10-28 | 2018-04-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Longitudinally offset partial area screens for well assembly |
CA2962196C (en) | 2014-10-28 | 2019-05-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Angled partial strainer plates for well assembly |
US10329851B2 (en) | 2014-12-11 | 2019-06-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sub for accommodating large devices |
AU2015401546B2 (en) | 2015-07-06 | 2020-09-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Modular downhole debris separating assemblies |
US10315138B2 (en) * | 2015-08-03 | 2019-06-11 | Advanced Tool And Supply, Llc | Assembly and method for filtering fluids |
US10252196B2 (en) * | 2015-08-03 | 2019-04-09 | Advanced Tool And Supply, Llc | Assembly and method for filtering fluids |
US10352147B2 (en) * | 2015-11-18 | 2019-07-16 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Horizontal extended reach borehole cleanup tool |
WO2017142504A1 (en) | 2016-02-15 | 2017-08-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole radial cleanout tool |
US10309209B2 (en) * | 2017-03-17 | 2019-06-04 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Electric submersible pump suction debris removal assembly |
US10400546B2 (en) * | 2017-04-11 | 2019-09-03 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Flow reversing debris removal device with surface signal capability |
CA3008735A1 (en) | 2017-06-19 | 2018-12-19 | Nuwave Industries Inc. | Waterjet cutting tool |
AU2018304477C1 (en) * | 2017-07-21 | 2021-09-23 | Forum Us, Inc. | Apparatus and method for regulating flow from a geological formation |
US10012047B1 (en) * | 2017-08-08 | 2018-07-03 | Wildcat Oil Tools, LLC | Method and system for wellbore debris removal |
GB2569587B (en) | 2017-12-20 | 2022-06-15 | Schoeller Bleckmann Oilfield Equipment Ag | Catcher device for downhole tool |
AR114714A1 (es) | 2018-03-26 | 2020-10-07 | Baker Hughes A Ge Co Llc | Sistema para mitigación de gases en bombas de profundidad |
US10704329B2 (en) | 2018-04-03 | 2020-07-07 | Wildcat Oil Tools, LLC | Cementing whipstock assembly and running tool with releasably engaged cement tube for minimizing downhole trips during lateral drill sidetracking operations |
US11391439B2 (en) | 2018-05-29 | 2022-07-19 | Juganu Ltd. | Lighting systems for general illumination and disinfection |
US10995581B2 (en) | 2018-07-26 | 2021-05-04 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Self-cleaning packer system |
GB2576556B (en) * | 2018-08-23 | 2022-10-12 | Paradigm Flow Services Ltd | Cleaning head, system and method for use in cleaning a fluid conduit |
WO2020232036A1 (en) * | 2019-05-13 | 2020-11-19 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Downhole pumping system with velocity tube and multiphase diverter |
WO2020243686A1 (en) | 2019-05-30 | 2020-12-03 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Downhole pumping system with cyclonic solids separator |
US11008848B1 (en) | 2019-11-08 | 2021-05-18 | Forum Us, Inc. | Apparatus and methods for regulating flow from a geological formation |
US11434723B2 (en) * | 2020-01-24 | 2022-09-06 | Odessa Separator, Inc. | Sand lift tool, system and method |
CN112360370B (zh) * | 2020-10-20 | 2021-12-07 | 中国石油大学(北京) | 旋转除垢解堵装置 |
US12006795B2 (en) | 2020-11-10 | 2024-06-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Debris removal apparatus with self cleaning filter assembly, well system, and method of use |
CN112412370B (zh) * | 2020-11-29 | 2023-02-24 | 江苏力克石油机械有限公司 | 一种洗井阀 |
NO20230406A1 (en) * | 2020-12-17 | 2023-04-13 | Halliburton Energy Services Inc | Downhole debris removal apparatus including a modular knockout chamber |
CN112962719B (zh) * | 2021-02-04 | 2022-06-21 | 重庆艺锦陶瓷有限公司 | 一种可调大小清洗水井装置 |
CN113000567B (zh) * | 2021-03-15 | 2022-08-09 | 苏州市东挺河智能科技发展有限公司 | 一种废旧超声底片收集装置 |
BR112021019357A2 (pt) * | 2021-05-10 | 2022-12-27 | Shinda Tangshan Creative Oil & Gas Equip Co Ltd | Ferramenta de remoção pneumática |
CN114151035B (zh) * | 2021-12-06 | 2023-02-28 | 山东省国土空间生态修复中心 | 一种真空负压的洗井设备及其使用方法 |
CN113882820B (zh) * | 2021-12-08 | 2022-02-22 | 西南石油大学 | 一种钻具内防喷阀 |
EP4286593B1 (de) * | 2022-05-30 | 2024-07-03 | BAUER Spezialtiefbau GmbH | Tiefbaugerät und verfahren zum erstellen eines loches |
GB202212210D0 (en) * | 2022-08-22 | 2022-10-05 | Fallback Llc | Sand katcher 6 |
US12037861B2 (en) | 2022-10-24 | 2024-07-16 | Saudi Arabian Oil Company | Wellbore casing while drilling with drilling jar |
US12037885B1 (en) | 2023-01-05 | 2024-07-16 | Workover Solutions, Inc. | Downhole separation system and method |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3120872A (en) * | 1960-02-19 | 1964-02-11 | Edwin A Anderson | Junk retriever |
US4276931A (en) * | 1979-10-25 | 1981-07-07 | Tri-State Oil Tool Industries, Inc. | Junk basket |
SU1470932A1 (ru) * | 1987-07-06 | 1989-04-07 | А.Н.Глухов, В.Д.Куртов, В.И.Серебренников и В.М.Дюр гин | Эжекторный колонковый снар д |
SU1634776A1 (ru) * | 1989-02-13 | 1991-03-15 | Ивано-Франковский Институт Нефти И Газа | Эжекционный забойный ловитель |
RU86226U1 (ru) * | 2009-01-11 | 2009-08-27 | ОАО "Тульское НИГП" | Снаряд двойной эжекторный колонковый |
Family Cites Families (53)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2771141A (en) | 1953-09-03 | 1956-11-20 | Gem Oil Tool Company Inc | Jet wall cleaner |
US2915127A (en) | 1956-03-29 | 1959-12-01 | Abendroth O'farrel | Fluid controlled junk basket |
US3023810A (en) | 1957-05-29 | 1962-03-06 | Edwin A Anderson | Junk retriever |
US3056459A (en) | 1959-03-23 | 1962-10-02 | Edward E Johnson Inc | Well screen points |
US3382925A (en) | 1966-01-17 | 1968-05-14 | James R. Jennings | Reverse circulating junk basket |
US4059155A (en) | 1976-07-19 | 1977-11-22 | International Enterprises, Inc. | Junk basket and method of removing foreign material from a well |
US4857175A (en) * | 1987-07-09 | 1989-08-15 | Teleco Oilfield Services Inc. | Centrifugal debris catcher |
SU1665018A1 (ru) * | 1989-07-12 | 1991-07-23 | Пермский филиал Всесоюзного научно-исследовательского института буровой техники | Шламоуловитель |
US5176208A (en) * | 1991-03-20 | 1993-01-05 | Ponder Fishing Tools, Inc. | Reverse circulation tool handling cuttings and debris |
GB2272923B (en) | 1992-11-16 | 1995-05-24 | Mark Carmichael | Apparatus for circulating fluid |
US5402850A (en) | 1994-01-13 | 1995-04-04 | Lalande; Phillip T. | Methods of using reverse circulating tool in a well borehole |
GB9702266D0 (en) | 1997-02-04 | 1997-03-26 | Specialised Petroleum Serv Ltd | A valve device |
US5944100A (en) | 1997-07-25 | 1999-08-31 | Baker Hughes Incorporated | Junk bailer apparatus for use in retrieving debris from a well bore of an oil and gas well |
WO1999022112A1 (en) | 1997-10-27 | 1999-05-06 | Baker Hughes Incorporated | Downhole cutting separator |
CA2219513C (en) * | 1997-11-18 | 2003-06-10 | Russell Bacon | Steam distribution and production of hydrocarbons in a horizontal well |
US6189617B1 (en) | 1997-11-24 | 2001-02-20 | Baker Hughes Incorporated | High volume sand trap and method |
GB2341405B (en) | 1998-02-25 | 2002-09-11 | Specialised Petroleum Serv Ltd | Circulation tool |
AU1850199A (en) * | 1998-03-11 | 1999-09-23 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus for removal of milling debris |
US6250387B1 (en) | 1998-03-25 | 2001-06-26 | Sps-Afos Group Limited | Apparatus for catching debris in a well-bore |
GB2342666B (en) | 1998-10-14 | 2003-01-08 | Specialised Petroleum Serv Ltd | Apparatus and method for circulating fluid in a bore hole |
GB9902027D0 (en) | 1999-01-29 | 1999-03-17 | Specialised Petroleum Serv Ltd | Torque limiting tool |
US6341653B1 (en) | 1999-12-10 | 2002-01-29 | Polar Completions Engineering, Inc. | Junk basket and method of use |
GB0002995D0 (en) | 2000-02-10 | 2000-03-29 | Specialised Petroleum Serv Ltd | Downhole cleaning tool with shear clutch |
EP1272734B1 (en) | 2000-03-31 | 2008-05-07 | J. Scott Reynolds | New and improved method and apparatus for cleaning wellbore casing |
US6394183B1 (en) | 2000-07-25 | 2002-05-28 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for removing solid particulates from a pumped wellbore fluid |
US6962197B2 (en) | 2000-10-25 | 2005-11-08 | Zinoviy Dmitrievich Khomynets | Bore-hole-jet device for formation testing and a prestarting procedure for said device |
GB0207851D0 (en) | 2002-04-05 | 2002-05-15 | Sps Afos Group Ltd | Stabiliser jetting and circulating tool |
GB0306821D0 (en) | 2003-03-25 | 2003-04-30 | Specialised Petroleum Serv Ltd | Dual function cleaning tool |
US7243740B2 (en) | 2003-12-05 | 2007-07-17 | Pathfinder Energy Services, Inc. | Filter assembly having a bypass passageway and method |
CA2499532C (en) | 2004-03-11 | 2012-11-20 | Smith International, Inc. | Casing scraper |
CN1734053A (zh) * | 2004-08-12 | 2006-02-15 | 中国石油天然气集团公司 | 井下防砂装置 |
US20060086507A1 (en) | 2004-10-26 | 2006-04-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore cleanout tool and method |
US20060102534A1 (en) | 2004-11-15 | 2006-05-18 | Faria Manuel S | Bypass filter assembly |
GB0509962D0 (en) | 2005-05-17 | 2005-06-22 | Specialised Petroleum Serv Ltd | Device and method for retrieving debris from a well |
US7472745B2 (en) | 2006-05-25 | 2009-01-06 | Baker Hughes Incorporated | Well cleanup tool with real time condition feedback to the surface |
CN2906038Y (zh) * | 2006-06-03 | 2007-05-30 | 彭鼎 | 采油井杂物收集装置 |
US8096037B2 (en) * | 2007-01-25 | 2012-01-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well screen fabrication |
MX2009009221A (es) | 2007-02-28 | 2009-09-11 | Welltec As | Herramienta de perforacion con limpiador de fluido. |
US7789145B2 (en) * | 2007-06-20 | 2010-09-07 | Schlumberger Technology Corporation | Inflow control device |
US20100181064A1 (en) | 2007-07-06 | 2010-07-22 | Wellbore Energy Solutions, Llc | Multi-Purpose Well Servicing Apparatus |
US7789154B2 (en) * | 2007-08-03 | 2010-09-07 | Baker Hughes Incorporated | Eductor jet bushing for downhole use |
US7610957B2 (en) | 2008-02-11 | 2009-11-03 | Baker Hughes Incorporated | Downhole debris catcher and associated mill |
EP2286059A4 (en) | 2008-03-27 | 2016-07-06 | Mi Llc | TOOL FOR THE REMOVAL OF BOHRLOCHSCHUTTTEILTE |
US8302695B2 (en) | 2008-10-23 | 2012-11-06 | Bp Corporation North America Inc. | Downhole systems and methods for deliquifaction of a wellbore |
US8800660B2 (en) * | 2009-03-26 | 2014-08-12 | Smith International, Inc. | Debris catcher for collecting well debris |
US8132625B2 (en) | 2009-05-07 | 2012-03-13 | Baker Hughes Incorporated | Dual action jet bushing |
US7861772B2 (en) | 2009-05-15 | 2011-01-04 | Baker Hughes Incorporated | Packer retrieving mill with debris removal |
US8257585B2 (en) * | 2009-08-25 | 2012-09-04 | Baker Hughes Incorporated | Debris catcher with retention within screen |
CN102791955A (zh) | 2010-01-20 | 2012-11-21 | 威尔博尔能量产品有限公司 | 压差井眼工具以及相关使用方法 |
RU98466U1 (ru) * | 2010-04-21 | 2010-10-20 | Открытое акционерное общество "Пермнефтемашремонт" | Шламоуловитель |
US8584744B2 (en) | 2010-09-13 | 2013-11-19 | Baker Hughes Incorporated | Debris chamber with helical flow path for enhanced subterranean debris removal |
US20120152522A1 (en) | 2010-12-17 | 2012-06-21 | Baker Hughes Incorporated | Debris Collection Device with Enhanced Circulation Feature |
US8225859B1 (en) | 2011-03-04 | 2012-07-24 | Baker Hughes Incorporated | Debris cleanup tool with flow reconfiguration feature |
-
2011
- 2011-01-20 CN CN2011800066535A patent/CN102791955A/zh active Pending
- 2011-01-20 EP EP11702338.2A patent/EP2526255B1/en active Active
- 2011-01-20 RU RU2012134086/03A patent/RU2534175C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2011-01-20 AU AU2011207241A patent/AU2011207241B2/en active Active
- 2011-01-20 US US13/574,530 patent/US9068416B2/en active Active
- 2011-01-20 AU AU2011356736A patent/AU2011356736B2/en active Active
- 2011-01-20 MY MYPI2012003305A patent/MY163716A/en unknown
- 2011-01-20 MX MX2012008465A patent/MX2012008465A/es active IP Right Grant
- 2011-01-20 US US13/574,520 patent/US9038736B2/en active Active
- 2011-01-20 CN CN2011800066465A patent/CN102782247A/zh active Pending
- 2011-01-20 BR BR112012017958A patent/BR112012017958B1/pt active IP Right Grant
- 2011-01-20 RU RU2012134087/03A patent/RU2524586C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2011-01-20 CA CA2782660A patent/CA2782660C/en active Active
- 2011-01-20 EP EP11702103.0A patent/EP2526254B1/en active Active
- 2011-01-20 MX MX2012008459A patent/MX336590B/es unknown
- 2011-01-20 WO PCT/US2011/021926 patent/WO2012102694A1/en active Application Filing
- 2011-01-20 BR BR112012017961-6A patent/BR112012017961B1/pt active IP Right Grant
- 2011-01-20 US US13/574,506 patent/US9062507B2/en active Active
- 2011-01-20 MY MYPI2012003304A patent/MY165795A/en unknown
- 2011-01-20 WO PCT/US2011/021921 patent/WO2011091165A2/en active Application Filing
- 2011-01-20 BR BR112012017960-8A patent/BR112012017960B1/pt active IP Right Grant
- 2011-01-20 CA CA2787145A patent/CA2787145C/en active Active
- 2011-01-20 MX MX2012008458A patent/MX336591B/es unknown
- 2011-01-20 CA CA2787141A patent/CA2787141C/en active Active
- 2011-01-20 WO PCT/US2011/021899 patent/WO2011091157A2/en active Application Filing
- 2011-01-20 DK DK11702103.0T patent/DK2526254T3/da active
-
2012
- 2012-08-17 CO CO12139995A patent/CO6571923A2/es active IP Right Grant
- 2012-08-17 CO CO12139991A patent/CO6571922A2/es active IP Right Grant
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3120872A (en) * | 1960-02-19 | 1964-02-11 | Edwin A Anderson | Junk retriever |
US4276931A (en) * | 1979-10-25 | 1981-07-07 | Tri-State Oil Tool Industries, Inc. | Junk basket |
SU1470932A1 (ru) * | 1987-07-06 | 1989-04-07 | А.Н.Глухов, В.Д.Куртов, В.И.Серебренников и В.М.Дюр гин | Эжекторный колонковый снар д |
SU1634776A1 (ru) * | 1989-02-13 | 1991-03-15 | Ивано-Франковский Институт Нефти И Газа | Эжекционный забойный ловитель |
RU86226U1 (ru) * | 2009-01-11 | 2009-08-27 | ОАО "Тульское НИГП" | Снаряд двойной эжекторный колонковый |
Also Published As
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2524586C2 (ru) | Дифференциальный скважинный инструмент и способ его применения | |
US8672025B2 (en) | Downhole debris removal tool | |
AU749003B2 (en) | High-volume sand trap and method | |
CA2697703C (en) | Debris catcher for collecting well debris | |
NO20101735L (no) | Nedihulls anordning for materialoppsamling | |
US20150226036A1 (en) | Packer plug retrieval tool and related methods | |
WO2005035932A2 (en) | Junk basket and method | |
AU2011207233B8 (en) | Differential pressure wellbore tool and related methods of use |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
HZ9A | Changing address for correspondence with an applicant | ||
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20160121 |