RU2598259C2 - Посадочный инструмент, приводимый в действие с помощью потенциальной энергии и установленный в межтрубном пространстве - Google Patents
Посадочный инструмент, приводимый в действие с помощью потенциальной энергии и установленный в межтрубном пространстве Download PDFInfo
- Publication number
- RU2598259C2 RU2598259C2 RU2013142261/03A RU2013142261A RU2598259C2 RU 2598259 C2 RU2598259 C2 RU 2598259C2 RU 2013142261/03 A RU2013142261/03 A RU 2013142261/03A RU 2013142261 A RU2013142261 A RU 2013142261A RU 2598259 C2 RU2598259 C2 RU 2598259C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- tool
- specified
- valve
- piston
- drive
- Prior art date
Links
- 238000005381 potential energy Methods 0.000 title claims description 6
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 31
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 20
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 claims abstract description 11
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 claims abstract 2
- 230000004044 response Effects 0.000 claims abstract 2
- 230000005489 elastic deformation Effects 0.000 claims description 4
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 4
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims description 2
- 239000012781 shape memory material Substances 0.000 claims 2
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 claims 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims 1
- 238000009423 ventilation Methods 0.000 claims 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 abstract 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 1
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000000806 elastomer Substances 0.000 description 1
- 230000005672 electromagnetic field Effects 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 230000002093 peripheral effect Effects 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 229910001285 shape-memory alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000011664 signaling Effects 0.000 description 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 1
- 230000001960 triggered effect Effects 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- 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
- E21B23/0412—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 characterised by pressure chambers, e.g. vacuum chambers
-
- 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
- E21B23/042—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 using a single piston or multiple mechanically interconnected pistons
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B23/00—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing or removing tools, packers or the like in boreholes or wells
- E21B23/06—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing or removing tools, packers or the like in boreholes or wells for setting packers
-
- 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
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Actuator (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Apparatuses For Generation Of Mechanical Vibrations (AREA)
- Magnetically Actuated Valves (AREA)
- Coating Apparatus (AREA)
- Portable Nailing Machines And Staplers (AREA)
Abstract
Группа изобретений относится к посадочному инструменту, установленному снаружи по отношению к подземной трубе для избирательной посадки связанного с ним инструмента, а также к способу установки подземного инструмента при помощи посадочного инструмента. Технический результат заключается в надежном приведении в действие посадочного инструмента. Посадочный инструмент, установленный снаружи по отношению к подземной трубе для избирательной посадки связанного с ним инструмента, содержит трубу, ограниченную стенкой без отверстий, противоположные концы которой выполнены с возможностью соединения с трубчатой колонной, и образующую неотъемлемую напорную часть колонны, становясь ее каналом; корпус, установленный на противоположной от указанного канала стороне стенки и содержащий привод, расположенный с внешней стороны на трубчатой колонне и оперативно присоединенный к связанному с ним инструменту для избирательного управления связанным с ним инструментом без наличия текучей среды между указанными каналом и приводом. Привод выполнен с возможностью избирательного устранения физического барьера для осуществления посадки связанного с ним инструмента в ответ на инициирующий сигнал от указанных канала или стенки, при этом указанная текучая среда находится под давлением в приводе в момент задействования привода. 2 н. и 34 з.п. ф-лы, 2 ил.
Description
Областью изобретения являются приводы и способы приведения в действие для управления подземным инструментом и более конкретно приведения в действие инструмента, расположенного вокруг трубы без отверстий в стенке в трубе с использованием потенциальной энергии в приводе при спуске в скважину.
Многие работы в подземной буровой скважине влекут за собой установку инструментов, которые смонтированы с наружной стороны колонны труб. Общим примером является пакер или клинья, которые могут быть использованы для закупоривания межтрубного пространства и/или удержания трубчатой колонны на расстоянии от другой колонны. Технические приемы механического приведения в действие для таких устройств, в которых используется приложенное или гидростатическое давление, чтобы привести в действие поршень для поднятия клиньев вверх шарошек и запрессовать закупоривающие элементы в положение закупоривания, влекли за собой отверстия в трубной стенке. Эти отверстия рассматривают как пути потенциальной утечки, которые сокращают надежность и являются нежелательными.
Были разработаны альтернативные приемы, которые выполняли задачу приведения в действие инструмента без отверстий в стене. Эти устройства использовали межтрубную текучую среду, которая избирательно была введена в корпус приводного инструмента, и в результате такого ввода текучей среды происходила реакция, которая создавала давление в корпусе привода для управления инструментом. По одному варианту введение воды в участок привода позволял материалу взаимодействовать с созданием газа водорода, который затем использовался, чтобы привести в действие поршень для посадки инструмента, такого как пакер. Некоторыми примерами таких инструментов, которые работают на принципе выработки газа, являются патент USP 7591319 и публикации US 2007/0089911 и 2009/0038802.
Эти устройства, которые должны создавать давление в забое скважины, были сложными и дорогими. В некоторых случаях доступное пространство было регламентировано для таких устройств, ограничивая их годность. Что требовалось и что предложено в настоящем изобретении - это является приводом, который входит в скважину с сохраненной потенциальной энергией, которая применяется во множестве сигнальных приемов с поверхности, чтобы привести в действие инструмент и высвободить посадочное давление/усилие. Предпочтительным источником потенциальной энергии является сжатый газ. Специалисты в данной области техники далее поймут изобретение на основе обзора описания предпочтительного варианта осуществления настоящего изобретения и приложенных чертежей, одновременно понимая, что полный объем изобретения определяется приложенной формулой изобретения.
В приводе и способе посадки подземного инструмента используется привод, смонтированный с внешней стороны на трубчатой колонне, который эксплуатационно входит в зацепление с инструментом, который должен быть приведен в действие. В требуемом месте расположения для приведения в действие подают сигнал на клапанный узел. Открытие клапана высвобождает находящуюся под давлением сжимаемую текучую среду к свободному поршню. Поршень перемещает вязкую текучую среду впереди себя через открытый теперь клапан, который, в свою очередь, приводит в действие движущий поршень, чье перемещение устанавливает инструмент. Спусковым механизмом для открытия клапана может быть множество способов, включая акустический сигнал, вибрационный сигнал, изменение в магнитном поле или упругая деформация трубчатой стенки, расположенной рядом с клапанным узлом.
Сущность изобретения поясняется на чертежах, где:
фиг. 1 представляет собой устройство в положении «спуск в скважину», и
фиг. 2 представляет собой устройство по фиг. 1 в установленном положении в забое скважины, после того как приведен в действие спусковой механизм.
На фиг. 1 показана трубчатая колонна 10, опущенная в забой скважины 12, который предпочтительно обсажен. Инструмент 14, который должен быть приведен в действие, показан схематично как метал-метал и/или эластомер-уплотнение, которое может иметь клинья для фиксации к наружной скважинной трубе 12, когда рабочий штроп 16 вынужден перемещаться в осевом направлении. Коническая насадка 18 используется, чтобы поджимать инструмент 14 в радиальном направлении до контакта с забоем скважины или трубой 12. Штроп 16 продолжается из корпуса 20, который прикреплен к трубчатой колонне 10. Колонна 10 проходит через корпус 20 с образованием кольцевой формы 22, которую загружают сжимаемой текучей средой 24 при заданном давлении. Свободный поршень 26 определяет кольцевой объем 22 с одной стороны и кольцевой объем 28 с противоположной стороны. Кольцевой объем 28 заполняют вязкой текучей средой, такой как легкое масло 30. Корпус 32 клапана имеет удаленно приводимый в действие клапан 34. При закрытом положении клапана 34 масло 30 содержится в кольцевом объеме 28. Кольцевой объем 36 образован между корпусом 32 клапана и рабочим поршнем 38. Перемещение поршня 38 перемещает штроп 16, чтобы привести в действие инструмент 14 путем его перемещения верх до наклонной площадки 18. Поршни 26 и 38 имеют наружные периферийные уплотнения на корпусе 20 и внутренние уплотнения относительно насосно-компрессорной колонны 10. Кольцевой объем 40 может быть окружен низким давлением или быть без давления, или в зависимости от глубины установки он может быть открыт в межтрубное пространство через обратный клапан 42, который позволяет текучей среде покидать объем 40, поскольку он становится меньше, когда штроп 16 перемещается. Штроп 16 уплотнен на 44, чтобы удерживать окружающие текучие среды вне объема 40, поскольку инструмент 14 устанавливают с помощью перемещения штропа 16.
Открытие клапана 34 может быть осуществлено с помощью акустического сигнала 46, который проиллюстрирован схематично. В альтернативном варианте клапан 34 может быть приведен в действие с помощью дротика 48, который проходит близко к клапану 34 и обладает полем, таким как электромагнитное поле или поле постоянного магнита, которое взаимодействует с датчиком 50 на корпусе 32 клапана. Другой способ управления клапаном 34 заключается в том, чтобы упруго деформировать стенку трубы в колонне 10 рядом с датчиком в корпусе 32. Предусмотрен разобщающий инструмент, имеющий два разнесенных уплотнения, для создания огороженного объема, в который подается давление для сгибания стенки колонны 10. В альтернативном варианте спускаемый в скважину на тросе инструмент может быть спущен, чтобы взаимодействовать с корпусом 32 клапана, используя магнитные, радио, ультразвуковые, акустические или механические сигналы.
На фиг. 2 показан инструмент 14, посаженный на обсадке или стволе скважины или трубе 12, после того как закончилась циркуляция цементного раствора (не показан) и он помещен в скважину, но перед тем как он застыл. Открытие клапана 34 позволяет текучей среде расширять камеру 22 и смещать масло 30 из камеры 28 в камеру 36. В результате, поршень 38 смещается, устанавливая инструмент 14.
Хотя поршни 26 и 38 показаны как кольцевые поршни, они также могут быть поршнями штока. Поршень 26 может быть удален, так что при открытии клапана 34 может использоваться непосредственно сжимаемая текучая среда, чтобы перемещать поршень 38, который соединен со штропом или штропами 16. Перемещение поршня 38 предпочтительно является осевым, но оно может быть вращательным или комбинацией двух этих перемещений, если поршень соответствующим образом направлен в эти перемещения для посадки инструмента 14. Хотя является предпочтительным быстро устанавливать инструмент 14, насколько это возможно, скорость, при которой он устанавливается, можно проконтролировать с помощью размера канала 54, который ведет к клапану 34 и от него. Хотя легкое масло 30 является предпочтительным, могут быть использованы другие текучие среды с относительно низкой вязкостью меньше воды. Использование поршня 26 обеспечивает компенсацию для создания наведенного тепловым путем давления в сжимаемой текучей среде 24, что вызвано температурой окружающих скважину текучих сред. Кроме различных упомянутых выше сигналов возможны другие спусковые механизмы для открытия клапана, хотя их использование является менее оптимальным, чем описанные уже приемы. Клапан 34 может быть запущен с помощью времени, температуры или близости к устройствам, которые переносит колонна 10 и которые взаимодействуют во множестве форм с датчиками и процессором в корпусе 32. Хотя предпочтительный инструмент 14 является кольцевым барьером, другие инструменты могут быть приведены в действие снаружи трубы 10, одновременно избегая наличия отверстий в их стенках. Например, некоторые из этих инструментов могут быть якорями или центраторами. Хотя сжатый газ в качестве источника потенциальной энергии является предпочтительным, другие варианты, такие как использование сплава с памятью формы или материала с двумя устойчивыми состояниями или механической пружины, такой как цилиндрическая пружина или пакета тарельчатых пружин, чтобы запустить поршень 38, являются другими вариантами.
Вышеприведенное описание является иллюстративным описанием предпочтительного варианта осуществления изобретения, при этом специалистами в данной области техники может быть выполнено много модификаций, не выходя за рамки изобретения, объем которого определяют исходя из дословного и эквивалентного объема приведенной ниже формулы изобретения.
Claims (36)
1. Посадочный инструмент, установленный снаружи по отношению к подземной трубе для избирательной посадки связанного с ним инструмента, содержащий:
трубу, ограниченную стенкой без отверстий, противоположные концы которой выполнены с возможностью соединения с трубчатой колонной, и образующую неотъемлемую напорную часть колонны, становясь ее каналом;
корпус, установленный на противоположной от указанного канала стороне стенки и содержащий привод, расположенный с внешней стороны на трубчатой колонне и оперативно присоединенный к связанному с ним инструменту для избирательного управления связанным с ним инструментом без наличия текучей среды между указанными каналом и приводом; при этом
привод выполнен с возможностью избирательного устранения физического барьера для осуществления посадки связанного с ним инструмента в ответ на инициирующий сигнал от указанных канала или стенки; при этом
указанная текучая среда находится под давлением в приводе в момент задействования привода.
трубу, ограниченную стенкой без отверстий, противоположные концы которой выполнены с возможностью соединения с трубчатой колонной, и образующую неотъемлемую напорную часть колонны, становясь ее каналом;
корпус, установленный на противоположной от указанного канала стороне стенки и содержащий привод, расположенный с внешней стороны на трубчатой колонне и оперативно присоединенный к связанному с ним инструменту для избирательного управления связанным с ним инструментом без наличия текучей среды между указанными каналом и приводом; при этом
привод выполнен с возможностью избирательного устранения физического барьера для осуществления посадки связанного с ним инструмента в ответ на инициирующий сигнал от указанных канала или стенки; при этом
указанная текучая среда находится под давлением в приводе в момент задействования привода.
2. Инструмент по п. 1, в котором указанное устранение физического барьера механическим путем сжимает закупоривающий элемент указанного соответствующего инструмента.
3. Инструмент по п. 1, в котором указанное устранение физического барьера помещает закупоривающий элемент на указанный соответствующий инструмент с давлением текучей среды.
4. Инструмент по п. 1, в котором указанное устранение физического барьера обеспечивает прохождение текучей среды через указанный привод.
5. Инструмент по п. 4, в котором текучая среда, содержащаяся в указанном приводе, начинает прохождение за счет указанного устранения физического барьера.
6. Инструмент по п. 1, в котором указанная текучая среда является сжимаемой.
7. Инструмент по п. 1, в котором указанный корпус содержит по меньшей мере один поршень, образующий камеру.
8. Инструмент по п. 1, в котором указанный физический барьер содержит клапан внутри указанного корпуса.
9. Инструмент по п. 8, в котором указанный клапан приводится в действие при помощи акустического сигнала, вибросигнала, изменения магнитного поля или упругой деформации указанной стенки трубы, примыкающей к клапану.
10. Инструмент по п. 8, в котором указанный корпус содержит по меньшей мере один поршень, а указанный клапан расположен на противоположной от источника потенциальной энергии давления стороне указанного поршня.
11. Инструмент по п. 10, в котором указанный поршень является свободно перемещающимся.
12. Инструмент по п. 11, в котором указанный клапан расположен в камере между указанным свободно перемещающимся поршнем и вторым поршнем, при этом перемещение указанного второго поршня приводит в действие инструмент.
13. Инструмент по п. 12, в котором указанная камера, непосредственно примыкающая к месту расположения указанного клапана, содержит несжимаемую текучую среду.
14. Инструмент по п. 13, в котором указанная текучая среда содержит масло или любую жидкость, совместимую с работой клапана.
15. Инструмент по п. 10, в котором указанный источник потенциальной энергии давления содержит по меньшей мере одну или более групп компонентов, состоящих из механической пружины, химической реакции, пакета тарельчатых пружин, материала с памятью формы, текучей среды под давлением и материала с двумя устойчивыми состояниями.
16. Инструмент по п. 15, в котором указанный клапан приводится в действие при помощи по меньшей мере одной или более групп компонентов, состоящих из вибрационного или акустического сигнала, применения энергетического поля вблизи указанного клапана и упругой деформации стенки трубы, проходящей через указанный корпус.
17. Инструмент по п. 16, в котором указанный клапан выборочно приводится в действие для открытия.
18. Инструмент по п. 16, в котором указанное поле приложено с помощью дротика, проходящего через примыкающую к указанному клапану трубу.
19. Инструмент по п. 16, в котором указанный корпус вентилируется через обратный клапан, расположенный на противоположной от источника потенциальной энергии давления стороне указанного поршня.
20. Инструмент по п. 12, в котором указанный второй поршень соединен с соответствующим инструментом при помощи по меньшей мере одного штропа.
21. Инструмент по п. 20, в котором указанный штроп выполнен с возможностью смещения инструмента на наклонной площадке, установленной на трубе.
22. Инструмент по п. 21, в котором инструмент содержит уплотнение; при этом перемещение указанного штропа продолжает указанное уплотнение на наклонной площадке для закупорки кольцевого зазора вокруг указанного корпуса.
23. Инструмент по п. 22, в котором указанное уплотнение является металлическим.
24. Инструмент по п. 9, в котором указанное поле прилагается при помощи спускаемого в скважину на тросе инструмента, опускаемого в указанный канал трубы.
25. Способ установки подземного инструмента при помощи посадочного инструмента, в котором:
устанавливают подземный инструмент и посадочный инструмент с внешней стороны трубы, ограниченной стенкой без отверстий, которая образует канал;
соединяют соединительные концы на указанной трубе с трубной колонной, в результате чего указанная труба образует напорную часть колонны;
загружают камеру текучей средой под давлением для образования потенциальной энергии в посадочном инструменте до транспортировки в местоположение под землей;
транспортируют указанную трубу в требуемое место под землей;
управляют указанным посадочным инструментом при помощи сигнала из указанного канала или стенки, подаваемого на привод, при этом указанная труба находится в неподвижном состоянии, а указанный сигнал устраняет барьер в приводе для осуществления управления упомянутым посадочным инструментом для посадки подземного инструмента.
устанавливают подземный инструмент и посадочный инструмент с внешней стороны трубы, ограниченной стенкой без отверстий, которая образует канал;
соединяют соединительные концы на указанной трубе с трубной колонной, в результате чего указанная труба образует напорную часть колонны;
загружают камеру текучей средой под давлением для образования потенциальной энергии в посадочном инструменте до транспортировки в местоположение под землей;
транспортируют указанную трубу в требуемое место под землей;
управляют указанным посадочным инструментом при помощи сигнала из указанного канала или стенки, подаваемого на привод, при этом указанная труба находится в неподвижном состоянии, а указанный сигнал устраняет барьер в приводе для осуществления управления упомянутым посадочным инструментом для посадки подземного инструмента.
26. Способ по п. 25, в котором приведение в действие указанного посадочного инструмента при помощи текучей среды, которая приводится в движение в результате устранения барьера.
27. Способ по п. 26, в котором в качестве устраняемого барьера используют клапан с выборочным открытием.
28. Способ по п. 27, в котором перемещение по меньшей мере одного поршня осуществляют за счет открытия указанного клапана.
29. Способ по п. 28, в котором по меньшей мере один из поршней является приводным, чье перемещение приводит в действие подземный инструмент.
30. Способ по п. 29, в котором сохраняют давление текучей среды на противоположной от указанного клапана стороне свободно перемещающегося поршня.
31. Способ по п. 30, в котором обеспечивают наличие камеры с переменным объемом между указанным свободно перемещающимся поршнем и указанным клапаном, который сдерживает сжимаемую текучую среду.
32. Способ по п. 30, в котором:
обеспечивают наличие приводной камеры с переменным объемом, содержащей текучую среду, образованной приводным поршнем и указанным клапаном;
осуществляют перемещение указанного приводного поршня для посадки подземного инструмента.
обеспечивают наличие приводной камеры с переменным объемом, содержащей текучую среду, образованной приводным поршнем и указанным клапаном;
осуществляют перемещение указанного приводного поршня для посадки подземного инструмента.
33. Способ по п. 32, в котором в качестве усилия для перемещения указанного приводного поршня используют по меньшей мере одну или более групп компонентов, состоящих из механической пружины, пакета тарельчатых пружин, материала с памятью формы, текучей среды под давлением и материала с двумя устойчивыми состояниями.
34. Способ по п. 25, в котором в качестве упомянутого сигнала используют по меньшей мере одну или более групп компонентов, состоящих из вибрационного или акустического сигнала, применения энергетического поля вблизи указанного клапана и упругой деформации стенки трубы.
35. Способ по п. 32, в котором указанный приводной поршень соединяют со штропом для присоединения к подземному инструменту через герметичную камеру.
36. Способ по п. 35, в котором осуществляют вентилирование указанной герметичной камеры, поскольку упомянутый приводной поршень перемещается через обратный клапан.
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US13/029,266 | 2011-02-17 | ||
US13/029,266 US8813857B2 (en) | 2011-02-17 | 2011-02-17 | Annulus mounted potential energy driven setting tool |
PCT/US2012/025397 WO2013015844A2 (en) | 2011-02-17 | 2012-02-16 | Annulus mounted potential energy driven setting tool |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2013142261A RU2013142261A (ru) | 2015-03-27 |
RU2598259C2 true RU2598259C2 (ru) | 2016-09-20 |
Family
ID=46651796
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2013142261/03A RU2598259C2 (ru) | 2011-02-17 | 2012-02-16 | Посадочный инструмент, приводимый в действие с помощью потенциальной энергии и установленный в межтрубном пространстве |
Country Status (7)
Country | Link |
---|---|
US (2) | US8813857B2 (ru) |
CN (1) | CN103348091B (ru) |
BR (1) | BR112013018059B1 (ru) |
GB (1) | GB2500842B (ru) |
NO (1) | NO345127B1 (ru) |
RU (1) | RU2598259C2 (ru) |
WO (1) | WO2013015844A2 (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2700864C1 (ru) * | 2019-02-04 | 2019-09-23 | Открытое акционерное общество "Научно-производственное объединение по исследованию и проектированию энергетического оборудования им. И.И. Ползунова" (ОАО "НПО ЦКТИ") | Комбинированный инструмент, используемый при установке в кондукторе технической колонны труб при строительстве нефтегазовых скважин на шельфе. Способ проведения технологических операций им |
Families Citing this family (15)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US8813857B2 (en) * | 2011-02-17 | 2014-08-26 | Baker Hughes Incorporated | Annulus mounted potential energy driven setting tool |
US8893807B2 (en) * | 2011-03-15 | 2014-11-25 | Baker Hughes Incorporated | Remote subterranean tool activation system |
US9217309B2 (en) * | 2012-11-30 | 2015-12-22 | Dril-Quip, Inc. | Hybrid-tieback seal assembly using method and system for interventionless hydraulic setting of equipment when performing subterranean operations |
US10030475B2 (en) | 2013-02-14 | 2018-07-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Stacked piston safety valve with different piston diameters |
US9725967B2 (en) | 2013-07-24 | 2017-08-08 | Bp Corporation North America Inc. | Centralizers for centralizing well casings |
US9428977B2 (en) * | 2013-08-16 | 2016-08-30 | Baker Hughes Incorporated | Multi-stage locking system for selective release of a potential energy force to set a subterranean tool |
US9404340B2 (en) | 2013-11-07 | 2016-08-02 | Baker Hughes Incorporated | Frac sleeve system and method for non-sequential downhole operations |
WO2015069291A1 (en) * | 2013-11-11 | 2015-05-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Pipe swell powered tool |
US9995099B2 (en) * | 2014-11-07 | 2018-06-12 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | High collapse pressure chamber and method for downhole tool actuation |
US9850725B2 (en) | 2015-04-15 | 2017-12-26 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | One trip interventionless liner hanger and packer setting apparatus and method |
US11046670B2 (en) | 2015-10-19 | 2021-06-29 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Piperazinyl norbenzomorphan compounds and methods for using the same |
US10961796B2 (en) * | 2018-09-12 | 2021-03-30 | The Wellboss Company, Llc | Setting tool assembly |
KR102186791B1 (ko) * | 2018-11-28 | 2020-12-04 | 주식회사 지앤지테크놀러지 | 고심도 지하수 관정 오염방지 그라우팅용 차폐 장치 |
GB201909899D0 (en) * | 2019-07-10 | 2019-08-21 | Reactive Downhole Tools Ltd | Improved anchor |
US11808130B1 (en) * | 2022-06-16 | 2023-11-07 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Actuator, method and system |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3264994A (en) * | 1963-07-22 | 1966-08-09 | Baker Oil Tools Inc | Subsurface well apparatus |
SU1550091A1 (ru) * | 1988-02-17 | 1990-03-15 | Всесоюзный научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт геофизических методов исследований, испытания и контроля нефтегазоразведочных скважин | Устройство дл герметизации скважины |
RU35820U1 (ru) * | 2003-10-09 | 2004-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Пакер разбуриваемый |
US20080066931A1 (en) * | 2006-09-18 | 2008-03-20 | Baker Hughes Incorporated | Gas activated actuator device for downhole tools |
US20090038802A1 (en) * | 2007-08-09 | 2009-02-12 | Schlumberger Technology Corporation | Packer |
US20090146835A1 (en) * | 2007-12-05 | 2009-06-11 | Baker Hughes Incorporated | Wireless communication for downhole tools and method |
Family Cites Families (60)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2373006A (en) * | 1942-12-15 | 1945-04-03 | Baker Oil Tools Inc | Means for operating well apparatus |
US2978029A (en) * | 1959-05-11 | 1961-04-04 | Jersey Prod Res Co | Plug for well boreholes |
US3233674A (en) * | 1963-07-22 | 1966-02-08 | Baker Oil Tools Inc | Subsurface well apparatus |
US3298437A (en) * | 1964-08-19 | 1967-01-17 | Martin B Conrad | Actuator device for well tool |
US3527296A (en) * | 1968-09-20 | 1970-09-08 | Lynes Inc | Inflatable safety shut-off for well bores or other openings |
US3754597A (en) * | 1971-10-14 | 1973-08-28 | Brown Oil Tools | Safety valve assembly |
CA1221624A (en) * | 1986-03-07 | 1987-05-12 | Gordon Studholme | Inflatable packer release device |
US5343963A (en) | 1990-07-09 | 1994-09-06 | Bouldin Brett W | Method and apparatus for providing controlled force transference to a wellbore tool |
US5101904A (en) | 1991-03-15 | 1992-04-07 | Bruce Gilbert | Downhole tool actuator |
US5086853A (en) * | 1991-03-15 | 1992-02-11 | Dailey Petroleum Services | Large bore hydraulic drilling jar |
US5188183A (en) * | 1991-05-03 | 1993-02-23 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for controlling the flow of well bore fluids |
US5447702A (en) | 1993-07-12 | 1995-09-05 | The M. W. Kellogg Company | Fluid bed desulfurization |
US5544705A (en) * | 1995-01-13 | 1996-08-13 | Atlantic Richfield Company | Method for injecting fluid into a wellbore |
US5810082A (en) | 1996-08-30 | 1998-09-22 | Baker Hughes Incorporated | Hydrostatically actuated packer |
US5887654A (en) * | 1996-11-20 | 1999-03-30 | Schlumberger Technology Corporation | Method for performing downhole functions |
NO316757B1 (no) | 1998-01-28 | 2004-04-26 | Baker Hughes Inc | Anordning og fremgangsmate for fjernaktivisering av et nedihullsverktoy ved hjelp av vibrasjon |
US6173786B1 (en) | 1999-03-09 | 2001-01-16 | Baker Hughes Incorporated | Pressure-actuated running tool |
US6343649B1 (en) | 1999-09-07 | 2002-02-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and associated apparatus for downhole data retrieval, monitoring and tool actuation |
MXPA02008578A (es) | 2000-03-02 | 2003-04-14 | Shell Int Research | Accionador de valvula del fondo de perforacion presurizado electrohidraulicamente. |
US6364037B1 (en) | 2000-04-11 | 2002-04-02 | Weatherford/Lamb, Inc. | Apparatus to actuate a downhole tool |
NO324739B1 (no) | 2002-04-16 | 2007-12-03 | Schlumberger Technology Bv | Utlosermodul for betjening av et nedihullsverktoy |
GB2391566B (en) | 2002-07-31 | 2006-01-04 | Schlumberger Holdings | Multiple interventionless actuated downhole valve and method |
WO2004018833A1 (en) | 2002-08-22 | 2004-03-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Shape memory actuated valve |
US6877564B2 (en) * | 2002-09-30 | 2005-04-12 | Baker Hughes Incorporated | Flapper closure mechanism |
US7216713B2 (en) | 2003-01-15 | 2007-05-15 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole actuating apparatus and method |
US7201230B2 (en) * | 2003-05-15 | 2007-04-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hydraulic control and actuation system for downhole tools |
US7252152B2 (en) | 2003-06-18 | 2007-08-07 | Weatherford/Lamb, Inc. | Methods and apparatus for actuating a downhole tool |
US7104323B2 (en) * | 2003-07-01 | 2006-09-12 | Robert Bradley Cook | Spiral tubular tool and method |
US20050133220A1 (en) * | 2003-12-17 | 2005-06-23 | Baker Hughes, Incorporated | Downhole rotating tool |
US7562712B2 (en) | 2004-04-16 | 2009-07-21 | Schlumberger Technology Corporation | Setting tool for hydraulically actuated devices |
US7819198B2 (en) | 2004-06-08 | 2010-10-26 | Birckhead John M | Friction spring release mechanism |
US7318471B2 (en) * | 2004-06-28 | 2008-01-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for monitoring and removing blockage in a downhole oil and gas recovery operation |
US7367405B2 (en) | 2004-09-03 | 2008-05-06 | Baker Hughes Incorporated | Electric pressure actuating tool and method |
GB2426016A (en) | 2005-05-10 | 2006-11-15 | Zeroth Technology Ltd | Downhole tool having drive generating means |
GB0519783D0 (en) | 2005-09-29 | 2005-11-09 | Schlumberger Holdings | Actuator |
BRPI0621048A2 (pt) | 2006-01-24 | 2012-06-12 | Welldynamics Inc | Método e sistema para controle posicional de pelo menos um primeiro atuador de furo abaixo |
US20070251941A1 (en) | 2006-04-26 | 2007-11-01 | Givens Kenneth R | Modular microwave processing system |
US20080023229A1 (en) | 2006-05-16 | 2008-01-31 | Schlumberger Technology Corporation | Tri stable actuator apparatus and method |
US20070289473A1 (en) | 2006-06-15 | 2007-12-20 | Bussear Terry R | Implosive actuation of downhole tools |
US7775283B2 (en) * | 2006-11-13 | 2010-08-17 | Baker Hughes Incorporated | Valve for equalizer sand screens |
US7909088B2 (en) * | 2006-12-20 | 2011-03-22 | Baker Huges Incorporated | Material sensitive downhole flow control device |
US7467664B2 (en) * | 2006-12-22 | 2008-12-23 | Baker Hughes Incorporated | Production actuated mud flow back valve |
US7605062B2 (en) | 2007-02-26 | 2009-10-20 | Eastman Kodak Company | Doped nanoparticle-based semiconductor junction |
US7806179B2 (en) | 2007-06-07 | 2010-10-05 | Baker Hughes Incorporated | String mounted hydraulic pressure generating device for downhole tool actuation |
US7665527B2 (en) * | 2007-08-21 | 2010-02-23 | Schlumberger Technology Corporation | Providing a rechargeable hydraulic accumulator in a wellbore |
US7971651B2 (en) | 2007-11-02 | 2011-07-05 | Chevron U.S.A. Inc. | Shape memory alloy actuation |
US20090139722A1 (en) | 2007-11-30 | 2009-06-04 | Baker Hughes Incorporated | Capillary actuator device |
US20090139822A1 (en) | 2007-11-30 | 2009-06-04 | Sehan Electools., Ltd | Torque-controlling actuator clutch and tool system having the same |
US20090229832A1 (en) | 2008-03-11 | 2009-09-17 | Baker Hughes Incorporated | Pressure Compensator for Hydrostatically-Actuated Packers |
US7866406B2 (en) * | 2008-09-22 | 2011-01-11 | Baker Hughes Incorporated | System and method for plugging a downhole wellbore |
GB2465564B (en) * | 2008-11-19 | 2013-07-10 | Sondex Ltd | A downhole modulator apparatus |
US8162066B2 (en) * | 2008-11-25 | 2012-04-24 | Baker Hughes Incorporated | Tubing weight operation for a downhole tool |
US7926575B2 (en) * | 2009-02-09 | 2011-04-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hydraulic lockout device for pressure controlled well tools |
US8047298B2 (en) | 2009-03-24 | 2011-11-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well tools utilizing swellable materials activated on demand |
EP2510190B1 (en) | 2010-01-08 | 2020-12-02 | Services Petroliers Schlumberger | Wirelessly actuated hydrostatic set module |
US8297367B2 (en) * | 2010-05-21 | 2012-10-30 | Schlumberger Technology Corporation | Mechanism for activating a plurality of downhole devices |
US8813857B2 (en) * | 2011-02-17 | 2014-08-26 | Baker Hughes Incorporated | Annulus mounted potential energy driven setting tool |
GB2505331B (en) * | 2011-02-21 | 2018-11-07 | Baker Hughes Inc | Downhole Clamping Mechanism |
US8646537B2 (en) | 2011-07-11 | 2014-02-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Remotely activated downhole apparatus and methods |
US8881798B2 (en) | 2011-07-20 | 2014-11-11 | Baker Hughes Incorporated | Remote manipulation and control of subterranean tools |
-
2011
- 2011-02-17 US US13/029,266 patent/US8813857B2/en active Active
-
2012
- 2012-02-16 BR BR112013018059-5A patent/BR112013018059B1/pt active IP Right Grant
- 2012-02-16 CN CN201280007417.XA patent/CN103348091B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2012-02-16 GB GB1311981.3A patent/GB2500842B/en active Active
- 2012-02-16 RU RU2013142261/03A patent/RU2598259C2/ru active
- 2012-02-16 WO PCT/US2012/025397 patent/WO2013015844A2/en active Application Filing
-
2013
- 2013-07-02 NO NO20130918A patent/NO345127B1/no unknown
-
2014
- 2014-01-29 US US14/167,189 patent/US9488028B2/en active Active
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3264994A (en) * | 1963-07-22 | 1966-08-09 | Baker Oil Tools Inc | Subsurface well apparatus |
SU1550091A1 (ru) * | 1988-02-17 | 1990-03-15 | Всесоюзный научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт геофизических методов исследований, испытания и контроля нефтегазоразведочных скважин | Устройство дл герметизации скважины |
RU35820U1 (ru) * | 2003-10-09 | 2004-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Пакер разбуриваемый |
US20080066931A1 (en) * | 2006-09-18 | 2008-03-20 | Baker Hughes Incorporated | Gas activated actuator device for downhole tools |
US20090038802A1 (en) * | 2007-08-09 | 2009-02-12 | Schlumberger Technology Corporation | Packer |
US20090146835A1 (en) * | 2007-12-05 | 2009-06-11 | Baker Hughes Incorporated | Wireless communication for downhole tools and method |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2700864C1 (ru) * | 2019-02-04 | 2019-09-23 | Открытое акционерное общество "Научно-производственное объединение по исследованию и проектированию энергетического оборудования им. И.И. Ползунова" (ОАО "НПО ЦКТИ") | Комбинированный инструмент, используемый при установке в кондукторе технической колонны труб при строительстве нефтегазовых скважин на шельфе. Способ проведения технологических операций им |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
GB2500842B (en) | 2018-11-28 |
US8813857B2 (en) | 2014-08-26 |
BR112013018059B1 (pt) | 2021-04-27 |
NO20130918A1 (no) | 2013-07-04 |
CN103348091B (zh) | 2016-08-17 |
CN103348091A (zh) | 2013-10-09 |
GB2500842A (en) | 2013-10-02 |
WO2013015844A2 (en) | 2013-01-31 |
RU2013142261A (ru) | 2015-03-27 |
GB201311981D0 (en) | 2013-08-21 |
WO2013015844A3 (en) | 2013-05-16 |
BR112013018059A2 (pt) | 2020-10-27 |
NO345127B1 (no) | 2020-10-12 |
US20140144653A1 (en) | 2014-05-29 |
US9488028B2 (en) | 2016-11-08 |
US20120211221A1 (en) | 2012-08-23 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2598259C2 (ru) | Посадочный инструмент, приводимый в действие с помощью потенциальной энергии и установленный в межтрубном пространстве | |
AU2010229072B2 (en) | Well tools utilizing swellable materials activated on demand | |
USRE46137E1 (en) | Pressure actuated ported sub for subterranean cement completions | |
US10273776B2 (en) | Telemetrically operable packers | |
EP2536915B1 (en) | Magnets-based tool for pulsing injected liquid | |
RU2606474C2 (ru) | Затрубный барьер с устройством детектирования разжимания | |
US10273777B2 (en) | Telemetrically operable packers | |
RU2477366C1 (ru) | Скважинный инструмент, устройство для установки в скважинный инструмент и способ сборки скважинного инструмента | |
AU2014343117B2 (en) | Downhole tool method and device | |
CA3060192A1 (en) | Downhole impact apparatus | |
US7866406B2 (en) | System and method for plugging a downhole wellbore | |
EP2885487B1 (en) | Pressure activated down hole systems and methods | |
US8985216B2 (en) | Hydraulic shock absorber for sliding sleeves | |
RU2555846C1 (ru) | Гидравлический пакер | |
SU939731A1 (ru) | Устройство дл перекрыти колонны бурильных труб | |
RU65112U1 (ru) | Устройство для разобщения межтрубного пространства скважины (варианты) | |
RU2186195C2 (ru) | Устройство для посадки пакера | |
NO20200101A1 (en) | Potential energy actuated valve triggered by collapse of a support member | |
US20160305206A1 (en) | One Trip Interventionless Liner Hanger and Packer Setting Apparatus and Method | |
WO2016105386A1 (en) | Fluid pressure actuator |