RU2598264C2 - Способ дистанционного манипулирования и управления подземными инструментами - Google Patents
Способ дистанционного манипулирования и управления подземными инструментами Download PDFInfo
- Publication number
- RU2598264C2 RU2598264C2 RU2014106229/03A RU2014106229A RU2598264C2 RU 2598264 C2 RU2598264 C2 RU 2598264C2 RU 2014106229/03 A RU2014106229/03 A RU 2014106229/03A RU 2014106229 A RU2014106229 A RU 2014106229A RU 2598264 C2 RU2598264 C2 RU 2598264C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- tool
- specified
- timer
- fixing device
- place
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 41
- 230000004044 response Effects 0.000 claims abstract description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 11
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 claims description 10
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 6
- 230000005484 gravity Effects 0.000 claims description 4
- 238000001514 detection method Methods 0.000 claims description 3
- 238000005381 potential energy Methods 0.000 claims description 3
- 239000007799 cork Substances 0.000 claims description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims 4
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 claims 1
- 239000000696 magnetic material Substances 0.000 claims 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 6
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 6
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000001939 inductive effect Effects 0.000 description 2
- 230000001960 triggered effect Effects 0.000 description 2
- 229910000838 Al alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- 244000019194 Sorbus aucuparia Species 0.000 description 1
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 description 1
- 239000000956 alloy Substances 0.000 description 1
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 1
- 239000000376 reactant Substances 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 235000006414 serbal de cazadores Nutrition 0.000 description 1
- 230000008054 signal transmission Effects 0.000 description 1
- 230000007704 transition 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
- E21B23/01—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing or removing tools, packers or the like in boreholes or wells for anchoring the tools or the like
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
- E21B17/02—Couplings; joints
-
- 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
- E21B19/00—Handling rods, casings, tubes or the like outside the borehole, e.g. in the derrick; Apparatus for feeding the rods or cables
- E21B19/16—Connecting or disconnecting pipe couplings or joints
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Excavating Of Shafts Or Tunnels (AREA)
Abstract
Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей отрасли, в частности к инструментам, управляемым на подземном месте работы. При осуществлении способа обеспечивают возможность обнаружения по меньшей мере одного сигнала закрепляющему устройству, связанному с инструментом, применяют закрепляющее устройство для автоматической работы инструмента после задержки времени, спускают инструмент на заданное место работы в подземном пласте, вручную останавливают закрепление инструмента закрепляющим устройством с помощью по меньшей мере одного сигнала до истечения времени задержки, вручную повторно обеспечивают автоматическую работу закрепляющего устройства для закрепления в нужном положении инструмента после остановки в ответ на указанный по меньшей мере один сигнал. Расширяются функциональные возможности по дистанционному манипулированию инструментами. 2 н. и 29 з.п. ф-лы, 12 ил.
Description
ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Областью техники изобретения являются инструменты, управляемые на подземном месте работы с использованием магнитного поля, также управляемые автоматическими синхронизаторами с возможностью приостановки приведения в действие при возникновении проблем с установкой в нужное место и с возможностью последующего перехода из режима приостановки в режим приведения в действие, когда инструмент располагается в нужном месте.
ПРЕДПОСЫЛКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Подземные инструменты должны устанавливаться в нужное положение в ствол скважины перед приведением их в действие. Одним таким инструментом является пакер, который используется для изоляции между зонами или в зонах по различным причинам, включающим в себя управление скважиной и эксплуатацию. В зависимости от глубины, на которой пакер должен закрепляться в нужном положении, и предполагая отсутствие непрогнозируемых проблем при спуске пакера на проектную глубину, можно закреплять в нужном положении пакер автоматически по истечении заданного времени на таймере, связанном с механизмом закрепления. Имеется множество известных способов закрепления пакера, например с использованием гидростатического давления в стволе скважины, относительного перемещения, создаваемого различными способами, расширения и надувания.
Схема запуска такого закрепления пакера может включать в себя разблокирование фиксирующего механизма, например, с помощью магнитного поля, создаваемого постоянным магнитом, который подается насосом в забойную зону скважины с использованием противоположных пакерующих элементов 76 и 78, как показано на Фиг. 1 патента USP 3264994. В других вариантах на каротажном кабеле подается постоянный магнит или электромагнит, который, располагаясь вблизи инструмента, изменяет физические свойства текучей среды в инструменте, так что инструмент может закрепляться в нужном положении. Данное конструктивное решение показано в публикации US Publication 2010/0126716.
Настоящее изобретение относится к инструментам, которые могут запускаться для закрепления в нужном положении с помощью таймера, работа которого может останавливаться, если возникает проблема с установкой инструмента в нужное положение в течение заданного времени. Система также выполнена с возможностью повторного запуска таймера для отсчета оставшегося времени или немедленного приведения в действие механизма закрепления инструмента в нужном положении. В предпочтительном варианте осуществления инструмент является пакером, который закрепляется в нужном положении с помощью реакции, в которой генерируется давление газа для создания перемещения для закрепления пакера. Реакция предпочтительно запускается действием магнитного поля, инициирующим открытие клапана для обеспечения смешивания реагентов для генерирования газа, с помощью которого закрепляется пакер. Магнитное поле может наводиться непосредственно вблизи инструмента с помощью постоянного магнита или электромагнита, который можно подавать либо на каротажном кабеле или на тросовом канате, или можно устанавливать внутри такого предмета, как шар или пробка, который может достигать инструмента под действием силы тяжести в вертикальной скважине или может перемещаться в нужное место с помощью циркуляции. Если необходимо, предмет, транспортирующий магнит, может вставать в гнездо в колонне, которую используют для установки пакера с обеспечением возможности в аварийной ситуации закрепления пакера с помощью давления на вставший в гнездо предмет.
Специалист в данной области техники должен лучше уяснить детали изобретения, рассмотрев описание предпочтительного варианта осуществления и прилагаемых чертежей, учитывая, что полный объем изобретениям определяется прилагаемой формулой изобретения.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Подземный автономный инструмент для приведения в действие можно спускать в нужное место в режиме автоматического закрепления с управлением таймером. Если возникает проблема, препятствующая достижению инструментом нужного места в заданное время, магнитное поле, создаваемое постоянными магнитами или электромагнитами, может наводиться на инструменте для остановки таймера до приведения в действие инструмента. Когда инструмент затем устанавливается в нужном месте работы, другое магнитное поле может наводиться вблизи инструмента для его закрепления в нужном положении. Альтернативно, инструмент можно спускать на место работы без активирования таймера и затем магнитное поле можно наводить на инструменте для его закрепления в нужном положении. Изделие для наведения магнитного поля можно спускать к инструменту на каротажном кабеле или можно сбрасывать или подавать насосом с проходом через инструмент для приведения в действие инструмента. Если необходимо, поле можно генерировать изнутри изделия, которое в конечном счете встает в гнездо для создания резервного способа закрепления инструмента в нужном положении с использованием давления в насосно-компрессорной трубе, используемой для установки инструмента.
Сущность изобретения поясняется на чертежах, где:
на Фиг. 1a-1e показано сечение инструмента в положении закрепления.
на Фиг. 2a-2e - инструмент Фиг. 1 показан в положении спуска в скважину.
на Фиг. 3 показан запуск или пауза в автоматической работе с помощью наведения магнитного поля устройством, подаваемым на каротажном кабеле.
на Фиг. 4 - в качестве альтернативы Фиг. 3 показано наведение магнитного поля с помощью устройства в шаре, сброшенном или поданном насосом для прохода мимо инструмента.
На Фиг. 2a-e показаны две камеры 10 и 12, разделенные клапаном 14. Клапан 14 имеет систему 16 управления, схематично показанную на Фиг. 3, которая имеет таймер T. Таймер T может получать установку на конкретное время при спуске в скважину, по истечении такого времени клапан 14 должен открываться и инструмент 18 должен закрепляться в нужном положении. С другой стороны, таймер T, приведенный в действие перед спуском в скважину, можно останавливать с помощью наведения магнитного поля с заданными параметрами, которое система управления должна распознавать и прекращать отсчет по установке инструмента 18. Указанное может происходить, если требуемое время для приведения инструмента 18 в нужное положение превышает время установки в таймере T. После установки инструмента 18 в нужное положение предпочтительно дискретное магнитное поле может наводиться в окрестности системы 16 управления и инициировать срабатывание клапана 14 для открытия и установки инструмента.
Как показано на Фиг. 3 и 4, источник магнитного поля может подаваться на каротажном кабеле или тросовом канате 20. Магнитное поле может генерироваться изнутри изделия 22, такого как сфера, пробка или другой формы, которое может проходить отклонения в стволе скважины и может спускаться под действием силы тяжести или/и с помощью циркуляции текучей среды в стволе. Изделие 22 может также вставать в гнездо 24 для осуществления резервного способа установки инструмента 18 с использованием давления на вставшее в гнездо изделие 22 в канале 26 насосно-компрессорной трубы. После закрепления инструмента 18 в нужном положении и начала эксплуатации изделие 22 можно подавать на поверхность и получать на сите или можно продавливать через гнездо 24 или продавливать с гнездом 24 дальше вглубь ствола скважины.
Возвращаясь к Фиг. 2a-e, одна из камер 10 или 12 может заполняться водой и другим материалом, вступающим в реакцию с водой для генерирования давления газа на стопорной втулке 28 для разрушения срезного штифта 30 и выставления канавки 32 над фиксирующим штифтом или кольцом 34, как показано на Фиг. 1c. Когда указанное происходит, открываются впускные окна 36, 37 и 39 для подачи гидростатического давления или повышенного давления в окружающем кольцевом пространстве в пространства 40, 41 и 43 соответственно. Атмосферные камеры 44, 45 и 48 располагаются в противоположных сторонах от барьера 50, 52 и 54 соответственно. Когда штифт 34 высвобождается, компоновка составленных поршней 58, 60, 62 и 64, всех вместе, может продвигаться в атмосферные камеры 44, 45 и 48, которые уменьшаются в объеме, создавая минимальное сопротивление перемещению поршня. В завершение компоновка 66 уплотнения/трубного клина перемещается вдоль рампы 68, преодолевая сопротивление окружающего трубного изделия для закрепления, как показано на Фиг. 1a.
Как описано выше, генерируемый в результате реакции газ предпочтительно используется для высвобождения штифта 34, при этом гидростатическое давление можно использовать на входных окнах 36, 37 и 39 в конечном счете для закрепления в нужном положении компоновки 66 уплотнения/трубного клина. Реакция, в которой генерируется газ, может являться одним способом высвобождения фиксатора в ответ на действие магнитного поля как сигнала и может иметь альтернативы, которые можно использовать в соединении или в качестве замены реакции генерирования газа для высвобождения штифта 34 или для создания результирующего усилия, требуемого для закрепления в нужном положении компоновки 66 уплотнения/трубного клина. Например, если использовать изделие 22, встающее в гнездо 24, обеспечивается подъем давления в канале 26 трубы. Фиксатор, содержащий штифт 34, удерживаемый фиксирующей втулкой 28, можно заставить переместиться из положения Фиг. 2с в положение Фиг. 1с, добавив пружину, схематично показанную позицией 70, которая давит на блок 72, связанный со стенкой 74 мандрели 76 инструмента. Давлением в проходе 26 стенка 74 деформируется и высвобождает блок 72, который остается связанным с фиксирующей втулкой 28 для ее перемещения для освобождения штифта 34 и обеспечения требуемого перемещения с помощью гидростатического давления, как описано выше, для установки компоновки 66 уплотнения/трубного клина. Альтернативно датчик может обнаруживать деформацию стенки и запускать инструмент для приведения в действие с использованием гидростатического давления, как описано выше, или использования источника потенциальной энергии, развернутого для создания кинетической энергии для приведения в действие. В зависимости от величины аксиального перемещения и силы, требуемой для закрепления в нужном положении инструмента 18, пружину 70 можно использовать для создания закрепляющей силы вместо гидростатической силы для инструмента 18. При таком способе исключаются окна в стенке 74, которые могут являться нежелательным элементом для операторов в некоторых вариантах применения.
Специалисту в данной области техники должно быть ясно, что инструмент любого типа можно закреплять в нужном положении с помощью магнитного поля или выполнять закрепление автоматически с использованием таймера с прерыванием работы и дополнительной возможностью последующего закрепления с использованием магнитного сигнала. Для резервирования устройство передачи магнитного сигнала может также вставать в гнездо в насосно-компрессорной трубе, обеспечивая рост давления в насосно-компрессорной трубе для запуска закрепления инструмента. В одном способе указанное выполняется с помощью деформации стенки для высвобождения фиксатора, при этом инструмент может закрепляться силой накопленной потенциальной энергии, силой гидростатического давления в кольцевом пространстве или силой давления сжатого газа или пружины, установленной в инструменте. Альтернативно в некоторых вариантах применения, где кольцевое пространство может находиться под давлением, фиксатор может высвобождаться из кольцевого пространства с помощью приложения давления в кольцевом пространстве и инструмент может затем закрепляется с помощью перепада давления с использованием давления в кольцевом пространстве. В данном варианте втулка 28 перемещается приложенным давлением в кольцевом пространстве, превышающим гидростатическое давление на глубине установки для запуска разблокирования и закрепления в нужном положении инструмента.
Если для запуска фиксатора используют действие магнитного поля, применяется постоянный магнит, или электромагнит, или другой источник, для генерирования поля заданной напряженности источник может подаваться различными способами спуска в скважину или сбрасываться или подаваться насосом к инструменту. Если таймер T запускается, когда инструмент 18 спускается в скважину, он должен просто разблокировать фиксатор в форме штифта 34, при этом не требуется запуск действием магнитного поля высвобождения фиксатора. Предпочтительно дискретное магнитное поле используется для остановки таймера T, отличающееся от передачи сигнала разблокирования, при котором инструмент 18 закрепляется в нужном положении. Отличия здесь могут устанавливаться в длине волны или частоте поля или другими способами, обеспечивающими обнаружение процессором, связанным с инструментом 18.
Предусмотрено использование энергетических полей других типов, таких как электромагнитного высокочастотного, ядерной энергии, а также электрических и магнитных полей различных видов, которые можно обнаруживать без устройства окна в мандрели инструмента на месте за пределами мандрели.
Предпочтительным реагентом является вода, вступающая в реакцию с материалом из алюминиевого сплава под названием TAFA, и поставляемым TafaInc., New Hampshire, USA.
Хотя предпочтительный вариант осуществления сфокусирован на использовании магнитных полей, объем изобретения включает в себя устройство управления, которое может закреплять в нужном положении или приводить в действие инструмент, выполненное с возможностью остановки перед возникновением заданного условия любого вида и с возможностью позже запускаться для закрепления в нужном положении или приведения в действие инструмента. Если задействован таймер и время не истекло, таймер может останавливаться. Затем имеются варианты либо повторно запустить таймер с установкой на оставшееся время, или повторно дать установку таймеру на начальное время, или некоторый другой интервал времени или просто в обход таймера напрямую привести в действие инструмент. Если таймер отсутствует и событие запуска еще не произошло, закрепление в нужном положении инструмента можно остановить сигналом и следующим аналогичным сигналом или отличающимся сигналом можно обеспечить приведение в действие инструмента. Начальным запускающим событием может являться давление, температура, pH или другие условия в стволе скважины, которые изначально существуют или которые можно создать на нужном месте, такие как вибрация, механическое напряжение в трубной стенке, акустические импульсы давления или радиочастоты. По существу, условия или программируемое событие для закрепления в нужном положении может таймером или таймерами или существующими или создаваемыми скважинными условиями. При использовании скважинных условий и остановке закрепления в нужном положении инструмента варианты действия должны обеспечивать системе ожидание появления скважинных условий или просто обеспечивать инструменту немедленное закрепление в нужном положении при получении сигнала. Сигнал может приходить в форме сбрасываемых шаров, сбрасываемых стержней, пробок или скребковых пробок как несколько вариантов. Для большинства данных вариантов ориентации изделия на вводе в скважину не является существенной для способности датчика обнаруживать заданные условия, такие как магнитное поле. Передатчик сигнала можно подавать в нужное место под действием силы тяжести, потоком текучей среды, на каротажном кабеле, электрокабеле, тросовом канате или скважинным трактором, как несколько вариантов. Датчик сигнала может устанавливаться интегрально в колонне или в отдельной мандрели инструмента, являющегося частью колонны. При использовании магнитного сигнала, например, кожух для датчика сигнала не должен создавать помех. Таким образом, кожух для датчика магнитного поля, создаваемого постоянным магнитом или электромагнитом, например, может являться немагнитным кожухом. Датчик заданного условия может быть по меньшей мере частично открыт скважинным текучим средам в трубной колонне или в окружающем кольцевом пространстве. Отверстия в стенке колонны предпочтительно исключаются для обеспечения надежного разделения между текучей средой в насосно-компрессорной трубе и текучими средами в окружающем кольцевом пространстве.
Приведенное описание дает иллюстрацию предпочтительного варианта осуществления, и многие модификации специалист в данной области техники может выполнять без отхода от объема изобретения, определенного формулой изобретения и эквивалентами.
Claims (31)
1. Способ закрепления в нужном положении инструмента на месте работы в подземном пласте, в котором:
обеспечивают возможность обнаружения по меньшей мере одного сигнала закрепляющему устройству, связанному с инструментом;
применяют закрепляющее устройство для автоматической работы инструмента после задержки времени;
спускают инструмент на заданное место работы в подземном пласте;
вручную останавливают закрепление инструмента закрепляющим устройством с помощью указанного по меньшей мере одного сигнала до истечения времени задержки;
вручную повторно обеспечивают автоматическую работу закрепляющего устройства для закрепления в нужном положении инструмента после указанной остановки в ответ на указанный по меньшей мере один сигнал.
обеспечивают возможность обнаружения по меньшей мере одного сигнала закрепляющему устройству, связанному с инструментом;
применяют закрепляющее устройство для автоматической работы инструмента после задержки времени;
спускают инструмент на заданное место работы в подземном пласте;
вручную останавливают закрепление инструмента закрепляющим устройством с помощью указанного по меньшей мере одного сигнала до истечения времени задержки;
вручную повторно обеспечивают автоматическую работу закрепляющего устройства для закрепления в нужном положении инструмента после указанной остановки в ответ на указанный по меньшей мере один сигнал.
2. Способ по п. 1, в котором:
обеспечивают закрепляющее устройство на трубном корпусе, при этом трубный корпус выполнен без отверстий в стенке для отделения текучей среды в проходе в указанном трубном корпусе от текучей среды в кольцевом пространстве, окружающем трубный корпус.
обеспечивают закрепляющее устройство на трубном корпусе, при этом трубный корпус выполнен без отверстий в стенке для отделения текучей среды в проходе в указанном трубном корпусе от текучей среды в кольцевом пространстве, окружающем трубный корпус.
3. Способ по п. 1, в котором:
используют в качестве сигнала по меньшей мере одно из следующего: время, температуру, давление, вибрацию, механическое напряжение, акустический импульс, энергетическое поле и магнитное поле.
используют в качестве сигнала по меньшей мере одно из следующего: время, температуру, давление, вибрацию, механическое напряжение, акустический импульс, энергетическое поле и магнитное поле.
4. Способ по п. 3, в котором:
создают магнитное поле с помощью постоянных магнитов или электромагнитов.
создают магнитное поле с помощью постоянных магнитов или электромагнитов.
5. Способ по п. 1, в котором:
запускают таймер, связанный с указанным закрепляющим устройством, установленный на заданное время;
останавливают указанный таймер до истечения времени установки указанного таймера;
приводят в действие таймер после указанной остановки на оставшееся от заданного времени на момент остановки время или другое время для приведения в действие инструмента или закрепляют инструмент указанным закрепляющим устройством, не применяя таймер.
запускают таймер, связанный с указанным закрепляющим устройством, установленный на заданное время;
останавливают указанный таймер до истечения времени установки указанного таймера;
приводят в действие таймер после указанной остановки на оставшееся от заданного времени на момент остановки время или другое время для приведения в действие инструмента или закрепляют инструмент указанным закрепляющим устройством, не применяя таймер.
6. Способ по п. 5, в котором:
используют первое энергетическое поле для остановки таймера.
используют первое энергетическое поле для остановки таймера.
7. Способ по п. 6, в котором:
используют магнитное поле в качестве указанного первого энергетического поля;
обеспечивают резервный способ закрепления инструмента, если указанное первое магнитное поле не обеспечивает закрепления инструмента в нужном месте.
используют магнитное поле в качестве указанного первого энергетического поля;
обеспечивают резервный способ закрепления инструмента, если указанное первое магнитное поле не обеспечивает закрепления инструмента в нужном месте.
8. Способ по п. 6, в котором:
используют первое энергетическое поле для повторной установки таймера позже на нулевое истекшее время с сохранением общего времени для приведения в действие.
используют первое энергетическое поле для повторной установки таймера позже на нулевое истекшее время с сохранением общего времени для приведения в действие.
9. Способ по п. 6, в котором:
используют второе энергетическое поле для обеспечения закрепления в нужном положении указанного инструмента после остановки указанного таймера.
используют второе энергетическое поле для обеспечения закрепления в нужном положении указанного инструмента после остановки указанного таймера.
10. Способ по п. 9, в котором:
перемещают указанный инструмент после остановки таймера;
подают по меньшей мере одно указанное энергетическое поле с изделием;
используют по меньшей мере одно из следующего: силу тяжести, перемещающуюся текучую среду, тросовый канат скважинного трактора, электрокабель или каротажный кабель для продвижения изделия мимо указанного инструмента.
перемещают указанный инструмент после остановки таймера;
подают по меньшей мере одно указанное энергетическое поле с изделием;
используют по меньшей мере одно из следующего: силу тяжести, перемещающуюся текучую среду, тросовый канат скважинного трактора, электрокабель или каротажный кабель для продвижения изделия мимо указанного инструмента.
11. Способ по п. 10, в котором:
устанавливают изделие в гнездо для обеспечения увеличения давления на стенке насосно-компрессорной трубы в колонне, которая подает указанный инструмент;
используют рост давления в проходе на изделии в гнезде в резервном способе обеспечения закрепления в нужном положении указанного инструмента.
устанавливают изделие в гнездо для обеспечения увеличения давления на стенке насосно-компрессорной трубы в колонне, которая подает указанный инструмент;
используют рост давления в проходе на изделии в гнезде в резервном способе обеспечения закрепления в нужном положении указанного инструмента.
12. Способ по п. 11, в котором:
используют для изделия по меньшей мере одно из следующего: сбрасываемый стержень, пробку, шар, штангу и дротик.
используют для изделия по меньшей мере одно из следующего: сбрасываемый стержень, пробку, шар, штангу и дротик.
13. Способ по п. 12, в котором:
выполняют изделие с возможностью функционирования, не зависящего от ориентации.
выполняют изделие с возможностью функционирования, не зависящего от ориентации.
14. Способ по п. 11, в котором:
деформируют стенку колонны насосно-компрессорных труб для закрепления инструмента в нужном месте.
деформируют стенку колонны насосно-компрессорных труб для закрепления инструмента в нужном месте.
15. Способ по п. 14, в котором:
осуществляют обнаружение деформирования с помощью датчика.
осуществляют обнаружение деформирования с помощью датчика.
16. Способ по п. 15, в котором:
используют гидростатическое давление в кольцевом пространстве для перемещения по меньшей мере одного поршня для закрепления инструмента в нужном месте.
используют гидростатическое давление в кольцевом пространстве для перемещения по меньшей мере одного поршня для закрепления инструмента в нужном месте.
17. Способ по п. 16, в котором:
используют несколько составленных поршней, работающих преодолевая сопротивление резервуаров низкого давления, для перемещения по меньшей мере одного из уплотнения и трубного клина в упор к окружающему трубному изделию.
используют несколько составленных поршней, работающих преодолевая сопротивление резервуаров низкого давления, для перемещения по меньшей мере одного из уплотнения и трубного клина в упор к окружающему трубному изделию.
18. Способ по п. 9, в котором:
выполняют указанные поля в виде магнитных полей, отличающихся друг от друга.
выполняют указанные поля в виде магнитных полей, отличающихся друг от друга.
19. Способ по п. 9, в котором:
выполняют второе энергетическое поле в виде магнитного поля;
используют обнаружение второго магнитного поля для преодоления блокировки на указанном инструменте, предотвращающей закрепление инструмента в нужном месте.
выполняют второе энергетическое поле в виде магнитного поля;
используют обнаружение второго магнитного поля для преодоления блокировки на указанном инструменте, предотвращающей закрепление инструмента в нужном месте.
20. Способ по п. 19, в котором:
используют блокировку для блокирования по меньшей мере одного поршня с мандрелью указанного инструмента.
используют блокировку для блокирования по меньшей мере одного поршня с мандрелью указанного инструмента.
21. Способ по п. 20, в котором:
используют несколько составленных поршней, работающих преодолевая сопротивление резервуаров низкого давления, для перемещения по меньшей мере одного из уплотнения и трубного клина в упор к окружающему трубному изделию.
используют несколько составленных поршней, работающих преодолевая сопротивление резервуаров низкого давления, для перемещения по меньшей мере одного из уплотнения и трубного клина в упор к окружающему трубному изделию.
22. Способ по п. 21, в котором:
преодолевают сопротивление блокировки с помощью открытия клапана;
обеспечивают открытие клапана для создания давления на блокирующую втулку;
обеспечивают высвобождение устройства удержания указанного множества составленных поршней на мандрели инструмента от мандрели при перемещении блокирующей втулки указанным давлением.
преодолевают сопротивление блокировки с помощью открытия клапана;
обеспечивают открытие клапана для создания давления на блокирующую втулку;
обеспечивают высвобождение устройства удержания указанного множества составленных поршней на мандрели инструмента от мандрели при перемещении блокирующей втулки указанным давлением.
23. Способ по п. 22, в котором:
запускают химическую реакцию вырабатывания газа с помощью открытия указанного клапана.
запускают химическую реакцию вырабатывания газа с помощью открытия указанного клапана.
24. Способ по п. 20, в котором:
используют гидростатическое давление, окружающее указанный инструмент, для перемещения поршня.
используют гидростатическое давление, окружающее указанный инструмент, для перемещения поршня.
25. Способ по п. 24, в котором:
устанавливают по меньшей мере одно из уплотнения и трубного клина в упор к окружающему трубному изделию с перемещением поршня.
устанавливают по меньшей мере одно из уплотнения и трубного клина в упор к окружающему трубному изделию с перемещением поршня.
26. Способ по п. 20, в котором:
используют силу накопленной потенциальной энергии, действующую на указанный инструмент, для перемещения поршня.
используют силу накопленной потенциальной энергии, действующую на указанный инструмент, для перемещения поршня.
27. Способ по п. 9, в котором:
обнаруживают одно из указанных полей по меньшей мере одним датчиком, установленным на инструменте или закрепляющем устройстве.
обнаруживают одно из указанных полей по меньшей мере одним датчиком, установленным на инструменте или закрепляющем устройстве.
28. Способ по п. 27, в котором:
спускают в скважину указанный инструмент как часть трубной колонны.
спускают в скважину указанный инструмент как часть трубной колонны.
29. Способ по п. 27, в котором:
изготавливают корпус инструмента, где установлен указанный датчик, из немагнитного материала.
изготавливают корпус инструмента, где установлен указанный датчик, из немагнитного материала.
30. Способ по п. 28, в котором:
устанавливают датчик по меньшей мере в одном пазу, расположенном на трубной колонне.
устанавливают датчик по меньшей мере в одном пазу, расположенном на трубной колонне.
31. Способ закрепления в нужном положении инструмента на месте работы в геологической среде подземном пласте, в котором:
обеспечивают закрепляющее устройство для инструмента на трубном корпусе, выполненном без отверстий в стенке, для отделения текучей среды в трубном корпусе от текучей среды в кольцевом пространстве, окружающем трубный корпус;
спускают инструмент на заданное место работы в подземном пласте в автоматическом режиме для закрепляющего устройства для закрепления инструмента в нужном месте по истечении заданного времени;
отключают вручную указанный автоматический режим работы закрепляющего устройства до истечения заданного времени в случае проблем, мешающих достижению места работы в подземном пласте с обеспечением автоматического режима;
вручную повторно обеспечивают работу в автоматическом режиме для последующего закрепления закрепляющим устройством при достижении заданного места работы инструмента в подземном пласте или при достижении заданного места работы инструмента в подземном пласте приводят в действие указанное закрепляющее устройство по сигналу без указанного автоматического режима работы.
обеспечивают закрепляющее устройство для инструмента на трубном корпусе, выполненном без отверстий в стенке, для отделения текучей среды в трубном корпусе от текучей среды в кольцевом пространстве, окружающем трубный корпус;
спускают инструмент на заданное место работы в подземном пласте в автоматическом режиме для закрепляющего устройства для закрепления инструмента в нужном месте по истечении заданного времени;
отключают вручную указанный автоматический режим работы закрепляющего устройства до истечения заданного времени в случае проблем, мешающих достижению места работы в подземном пласте с обеспечением автоматического режима;
вручную повторно обеспечивают работу в автоматическом режиме для последующего закрепления закрепляющим устройством при достижении заданного места работы инструмента в подземном пласте или при достижении заданного места работы инструмента в подземном пласте приводят в действие указанное закрепляющее устройство по сигналу без указанного автоматического режима работы.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US13/186,649 US8881798B2 (en) | 2011-07-20 | 2011-07-20 | Remote manipulation and control of subterranean tools |
| US13/186,649 | 2011-07-20 | ||
| PCT/US2012/043097 WO2013012509A2 (en) | 2011-07-20 | 2012-06-19 | Remote manipulation and control for subterranean tools |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2014106229A RU2014106229A (ru) | 2015-08-27 |
| RU2598264C2 true RU2598264C2 (ru) | 2016-09-20 |
Family
ID=47554982
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2014106229/03A RU2598264C2 (ru) | 2011-07-20 | 2012-06-19 | Способ дистанционного манипулирования и управления подземными инструментами |
Country Status (6)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US8881798B2 (ru) |
| BR (1) | BR112014000977B1 (ru) |
| GB (1) | GB2507424B (ru) |
| NO (1) | NO344952B1 (ru) |
| RU (1) | RU2598264C2 (ru) |
| WO (1) | WO2013012509A2 (ru) |
Families Citing this family (13)
| 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 |
| US8720540B2 (en) * | 2012-08-28 | 2014-05-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Magnetic key for operating a multi-position downhole tool |
| US9068414B2 (en) * | 2012-09-14 | 2015-06-30 | Baker Hughes Incorporated | Multi-piston hydrostatic setting tool with locking feature and a single lock for multiple pistons |
| US9062506B2 (en) * | 2012-09-14 | 2015-06-23 | Baker Hughes Incorporated | Multi-piston hydrostatic setting tool with locking feature outside actuation chambers for multiple pistons |
| US9068413B2 (en) * | 2012-09-14 | 2015-06-30 | Baker Hughes Incorporated | Multi-piston hydrostatic setting tool with locking feature and pressure balanced pistons |
| US9528324B2 (en) | 2013-03-15 | 2016-12-27 | Smith International, Inc. | Underreamer for increasing a wellbore diameter |
| AU2014394068B2 (en) * | 2014-05-15 | 2017-05-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Control of oilfield tools using multiple magnetic signals |
| US10214980B2 (en) * | 2014-06-30 | 2019-02-26 | Schlumberger Technology Corporation | Measuring fluid properties in a downhole tool |
| BR112017015293A2 (pt) | 2015-02-19 | 2018-01-09 | Halliburton Energy Services Inc | sistema de poço incluindo um furo de poço e método para ativar pelo menos duas ferramentas de fundo de poço em um furo de poço usando um único dispositivo de ativação |
| 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 |
| US10294748B2 (en) * | 2015-06-09 | 2019-05-21 | Dreco Energy Services Ulc | Indexing dart |
| CN107882524B (zh) * | 2016-09-30 | 2019-10-11 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种油管卡定器 |
| US11313190B2 (en) | 2020-07-22 | 2022-04-26 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Electric set tieback anchor via pressure cycles |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5101904A (en) * | 1991-03-15 | 1992-04-07 | Bruce Gilbert | Downhole tool actuator |
| US5447202A (en) * | 1992-10-01 | 1995-09-05 | Petroleum Engineering Services, Ltd. | Setting tool and related method |
| RU2104390C1 (ru) * | 1995-09-05 | 1998-02-10 | Машков Виктор Алексеевич | Клапанное устройство для посадки пакера |
| GB2320267A (en) * | 1996-11-26 | 1998-06-17 | Baker Hughes Inc | One-trip whipstock setting and squeezing method |
| US5810082A (en) * | 1996-08-30 | 1998-09-22 | Baker Hughes Incorporated | Hydrostatically actuated packer |
| US7562712B2 (en) * | 2004-04-16 | 2009-07-21 | Schlumberger Technology Corporation | Setting tool for hydraulically actuated devices |
Family Cites Families (32)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3233674A (en) * | 1963-07-22 | 1966-02-08 | Baker Oil Tools Inc | Subsurface well apparatus |
| US3264994A (en) | 1963-07-22 | 1966-08-09 | Baker Oil Tools Inc | Subsurface well apparatus |
| US4373582A (en) * | 1980-12-22 | 1983-02-15 | Exxon Production Research Co. | Acoustically controlled electro-mechanical circulation sub |
| US5343963A (en) | 1990-07-09 | 1994-09-06 | Bouldin Brett W | Method and apparatus for providing controlled force transference to a wellbore tool |
| US5392856A (en) * | 1993-10-08 | 1995-02-28 | Downhole Plugback Systems, Inc. | Slickline setting tool and bailer bottom for plugback operations |
| US5369579A (en) * | 1994-01-24 | 1994-11-29 | Anderson; Otis R. | Electronic blast control system for downhole well operations |
| GB2333785B (en) | 1998-01-28 | 2002-07-31 | Baker Hughes Inc | Remote actuation of downhole tools using vibration |
| 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 |
| BR0108895B1 (pt) | 2000-03-02 | 2011-01-25 | método de operar um dispositivo de fundo de poço em um poço de petróleo, e, poço de petróleo apresentando um furo de sondagem e uma estrutura de tubulação. | |
| US7385523B2 (en) * | 2000-03-28 | 2008-06-10 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for downhole well equipment and process management, identification, and operation |
| 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 |
| AU2002332621A1 (en) | 2002-08-22 | 2004-03-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Shape memory actuated valve |
| US7216713B2 (en) | 2003-01-15 | 2007-05-15 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole actuating apparatus and method |
| US7252152B2 (en) | 2003-06-18 | 2007-08-07 | Weatherford/Lamb, Inc. | Methods and apparatus for actuating a downhole tool |
| US7367405B2 (en) | 2004-09-03 | 2008-05-06 | Baker Hughes Incorporated | Electric pressure actuating tool and method |
| GB0519783D0 (en) | 2005-09-29 | 2005-11-09 | Schlumberger Holdings | Actuator |
| AU2006336428B2 (en) | 2006-01-24 | 2011-03-10 | Welldynamics, Inc. | Positional control of downhole actuators |
| 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 |
| US7591319B2 (en) | 2006-09-18 | 2009-09-22 | Baker Hughes Incorporated | Gas activated actuator device for downhole tools |
| US7806179B2 (en) | 2007-06-07 | 2010-10-05 | Baker Hughes Incorporated | String mounted hydraulic pressure generating device for downhole tool actuation |
| 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 |
| US20090146835A1 (en) * | 2007-12-05 | 2009-06-11 | Baker Hughes Incorporated | Wireless communication for downhole tools and method |
| US20090229832A1 (en) | 2008-03-11 | 2009-09-17 | Baker Hughes Incorporated | Pressure Compensator for Hydrostatically-Actuated Packers |
| AU2009244317B2 (en) * | 2008-05-05 | 2016-01-28 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Tools and methods for hanging and/or expanding liner strings |
| US8016026B2 (en) | 2008-11-25 | 2011-09-13 | Baker Hughes Incorporated | Actuator for downhole tools |
| US20110168403A1 (en) | 2010-01-08 | 2011-07-14 | Schlumberger Technology Corporation | Wirelessly actuated hydrostatic set module |
-
2011
- 2011-07-20 US US13/186,649 patent/US8881798B2/en active Active
-
2012
- 2012-06-19 GB GB1322537.0A patent/GB2507424B/en active Active
- 2012-06-19 RU RU2014106229/03A patent/RU2598264C2/ru active
- 2012-06-19 WO PCT/US2012/043097 patent/WO2013012509A2/en active Application Filing
- 2012-06-19 BR BR112014000977-5A patent/BR112014000977B1/pt active IP Right Grant
-
2013
- 2013-12-04 NO NO20131606A patent/NO344952B1/no unknown
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5101904A (en) * | 1991-03-15 | 1992-04-07 | Bruce Gilbert | Downhole tool actuator |
| US5447202A (en) * | 1992-10-01 | 1995-09-05 | Petroleum Engineering Services, Ltd. | Setting tool and related method |
| RU2104390C1 (ru) * | 1995-09-05 | 1998-02-10 | Машков Виктор Алексеевич | Клапанное устройство для посадки пакера |
| US5810082A (en) * | 1996-08-30 | 1998-09-22 | Baker Hughes Incorporated | Hydrostatically actuated packer |
| GB2320267A (en) * | 1996-11-26 | 1998-06-17 | Baker Hughes Inc | One-trip whipstock setting and squeezing method |
| US7562712B2 (en) * | 2004-04-16 | 2009-07-21 | Schlumberger Technology Corporation | Setting tool for hydraulically actuated devices |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2014106229A (ru) | 2015-08-27 |
| GB2507424B (en) | 2019-04-24 |
| BR112014000977A2 (pt) | 2017-02-21 |
| US20130020092A1 (en) | 2013-01-24 |
| WO2013012509A3 (en) | 2013-05-16 |
| US8881798B2 (en) | 2014-11-11 |
| BR112014000977B1 (pt) | 2020-12-01 |
| NO20131606A1 (no) | 2013-12-04 |
| NO344952B1 (no) | 2020-08-03 |
| WO2013012509A2 (en) | 2013-01-24 |
| GB2507424A (en) | 2014-04-30 |
| GB201322537D0 (en) | 2014-02-05 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2598264C2 (ru) | Способ дистанционного манипулирования и управления подземными инструментами | |
| US9938789B2 (en) | Motion activated ball dropping tool | |
| RU2571460C2 (ru) | Компоновка и способ интенсификации притока гидроразрывом пласта коллектора в нескольких зонах с использованием автономных блоков в системах труб | |
| US20190284889A1 (en) | Perforating gun | |
| RU2495994C1 (ru) | Втулка пошагового перемещения для многоступенчатого гидроразрыва за одну спускоподъемную операцию | |
| EP2006486A2 (en) | Single trip well abandonment with dual permanent packers and perforating gun | |
| EP2085571A2 (en) | Single trip tubing punch and setting tool | |
| WO2015061456A1 (en) | Multi-stage fracturing with smart frack sleeves while leaving a full flow bore | |
| US9347287B2 (en) | Wellbore treatment tool and method | |
| CA3042002C (en) | Ball dropping system and method | |
| US20150361747A1 (en) | Multistage well system and technique | |
| CA2965510C (en) | Short hop communications for a setting tool | |
| US11761299B2 (en) | Cement plug and bridge plug assembly and method | |
| CA2538548C (en) | Methods and apparatus for placement of well equipment | |
| US20170016304A1 (en) | Well barrier method and apparatus | |
| WO2014039435A9 (en) | Method and apparatus for securing and using hydrajetting tools | |
| US20150047824A1 (en) | Multi-stage Locking System for Selective Release of a Potential Energy Force to Set a Subterranean Tool |