RU2607000C2 - Трубная заанкеривающая система и способ - Google Patents
Трубная заанкеривающая система и способ Download PDFInfo
- Publication number
- RU2607000C2 RU2607000C2 RU2014134466A RU2014134466A RU2607000C2 RU 2607000 C2 RU2607000 C2 RU 2607000C2 RU 2014134466 A RU2014134466 A RU 2014134466A RU 2014134466 A RU2014134466 A RU 2014134466A RU 2607000 C2 RU2607000 C2 RU 2607000C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- truncated cone
- section
- seal
- pipe
- anchoring
- Prior art date
Links
- 238000004873 anchoring Methods 0.000 title claims abstract description 46
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 14
- 230000004044 response Effects 0.000 claims abstract description 14
- 230000008878 coupling Effects 0.000 claims description 21
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims description 21
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims description 21
- 230000006835 compression Effects 0.000 claims description 10
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims description 10
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 8
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 6
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims description 6
- 230000003993 interaction Effects 0.000 claims description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 10
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 6
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 4
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 description 2
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 2
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 2
- 239000007799 cork Substances 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 238000007373 indentation Methods 0.000 description 2
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 2
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 238000005352 clarification Methods 0.000 description 1
- 230000000295 complement effect Effects 0.000 description 1
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000003801 milling Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000004080 punching Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory 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
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/12—Packers; Plugs
-
- 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
- E21B41/00—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00
- E21B41/005—Waste disposal systems
- E21B41/0057—Disposal of a fluid by injection into a subterranean formation
- E21B41/0064—Carbon dioxide sequestration
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02C—CAPTURE, STORAGE, SEQUESTRATION OR DISPOSAL OF GREENHOUSE GASES [GHG]
- Y02C20/00—Capture or disposal of greenhouse gases
- Y02C20/40—Capture or disposal of greenhouse gases of CO2
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Gasket Seals (AREA)
- Pressure Vessels And Lids Thereof (AREA)
- Dowels (AREA)
- Joining Of Building Structures In Genera (AREA)
Abstract
Группа изобретений относится к трубным заанкеривающим системам, способу заанкеривания трубного элемента. Техническим результатом является повышение эффективности заанкеривания трубных изделий. Трубная заанкеривающая система содержит элемент в форме усеченного конуса, имеющий первый участок в форме усеченного конуса и второй участок в форме усеченного конуса, причем первый участок в форме усеченного конуса сужается в направлении, противоположном направлению, в котором сужается второй участок в форме усеченного конуса, трубные клинья, в рабочем состоянии связанные с первым участком в форме усеченного конуса, радиально расширяющиеся в ответ на продольное перемещение первого участка в форме усеченного конуса относительно трубных клиньев, уплотнение, в рабочем состоянии связанное со вторым участком в форме усеченного конуса, радиально расширяющееся в ответ на продольное перемещение второго участка в форме усеченного конуса относительно уплотнения, и гнездо с поверхностью, выполненной с возможностью герметичного соединения с пробкой, спускающейся на нее. 3 н. и 15 з.п. ф-лы, 6 ил.
Description
ССЫЛКА НА СВЯЗАННЫЕ ЗАЯВКИ
Данная заявка имеет приоритет по заявке U.S. Application No. 13/358332, зарегистрированной 25 января 2012 г. и полностью включенной в данный документ посредством ссылки.
ПРЕДПОСЫЛКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ
В трубных системах, которые используют в заканчивании и удалении двуокиси углерода, часто применяют анкера для скрепления в нужном положении одного трубного изделия с другим трубным изделием. Хотя существующие заанкеривающие системы исполняют функции своего предназначения, отрасли всегда требуются новые системы и способы заанкеривания трубных изделий.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
В данном документе раскрыта трубная заанкеривающая система. Система включает в себя элемент в форме усеченного конуса, имеющий первый участок в форме усеченного конуса и второй участок в форме усеченного конуса. Первый участок в форме усеченного конуса сужается в направлении, противоположном направлению, в котором сужается второй участок в форме усеченного конуса, и трубные клинья, функционально связанные с первым участком в форме усеченного конуса, радиально расширяются в ответ на продольное перемещение первого участка в форме усеченного конуса относительно трубных клиньев. Уплотнение, функционально связанное со вторым участком в форме усеченного конуса, радиально расширяется в ответ на продольное перемещение второго участка в форме усеченного конуса относительно уплотнения и гнезда с поверхностью, выполненной с возможностью герметичного соединения с пробкой, спускающейся на нее.
Дополнительно раскрыт способ заанкеривания трубного элемента. Способ включает в себя сжатие трубного элемента, установленного в конструкции, перемещение трубных клиньев в первом продольном направлении со сжатием и отклонение трубных клиньев радиально наружу на первом участке в форме усеченного конуса элемента в форме усеченного конуса. Способ также включает в себя перемещение уплотнения во втором продольном направлении со сжатием, отклонение уплотнения радиально наружу на втором участке в форме усеченного конуса элемента в форме усеченного конуса, герметизацию уплотнения на конструкции, заанкеривание трубных клиньев к конструкции и установку пробки вплотную к гнезду.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
Следующее описание не следует считать ограничивающими. На прилагаемых чертежах одинаковые элементы обозначены одинаковыми позициями.
На фиг. 1 показано сечение трубной заанкеривающей системы, раскрытой в данном документе, в положении без заанкеривания.
На фиг. 2 показано сечение трубной заанкеривающей системы фиг. 1 в положении заанкеривания.
На фиг. 3 показано сечение альтернативной трубной заанкеривающей системы, раскрытой в данном документе, в положении без заанкеривания.
На фиг. 4 показано сечение трубной заанкеривающей системы фиг. 3 в положении заанкеривания.
На фиг. 5 показано сечение альтернативной трубной заанкеривающей системы, раскрытой в данном документе.
На фиг. 6 показано сечение еще одной альтернативной трубной заанкеривающей системы, раскрытой в данном документе.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Подробное описание вариантов осуществления устройства и способа представлено в данном документе в виде примера и без ограничений описанием и прилагаемыми фигурами.
На фиг. 1 и 2 трубная заанкеривающая система, раскрытая в данном документе, показана позицией 10. Система 10 среди прочего включает в себя элемент 14 в форме усеченного конуса, муфту 18, показанную в данном документе в виде клинящего кольца с поверхностью 22, уплотнение 26 с поверхностью 30 и гнездо 34. Система выполнена так, что продольное перемещение элемента 14 в форме усеченного конуса относительно муфты 18 и относительно уплотнения 26 обуславливает радиальное изменение поверхностей 22 и 30 муфты 18 и уплотнения 26 соответственно. И хотя в данном варианте осуществления радиальные изменения проходят в направлениях радиально наружу, в альтернативных вариантах осуществления радиальные изменения могут проходить в других направлениях, например, радиально внутрь. Гнездо 34 соединяется с элементом 14 в форме усеченного конуса так, что перемещение гнезда 34 также обуславливает перемещение элемента 14 в форме усеченного конуса. И гнездо 34 имеет скошенную кромку 36, герметично соединяющуюся с пробкой 38, показанной в данном документе в виде шара (только на фиг. 2), спускающегося на нее. После герметичного соединения пробки 38 с гнездом 34 давление может увеличиваться со стороны выше по потоку от пробки для выполнения такой работы, как гидроразрыв пласта породы или приведение в действие скважинного инструмента, например, при использовании в операциях добычи углеводородов.
Поверхность 22 муфты 18 в данном варианте осуществления включает в себя выступы 42, которые можно называть зубьями, выполненные с возможностью сцепления с поверхностью 46 стенки конструкции 50, в которой система 10 применяется, когда конфигурация поверхности 22 радиально изменяется (т.е. расширяется). Данное сцепление служит для заанкеривания системы 10 к конструкции 50, предотвращающего относительное перемещение между ними. Хотя конструкция 50, раскрытая в данном варианте осуществления, является трубным изделием, таким как хвостовик или обсадная колонна в стволе скважины, конструкция может также являться участком необсаженного забоя скважины в пласте породы.
В варианте осуществления, показанном на фиг. 1 и 2, муфта 18 включает в себя множество щелей 54, проходящих насквозь через стенки 58 муфты, распределенных по периметру муфты 18, а также продольно вдоль муфты 18. Щели 54 в данном варианте осуществления выполнены так, что продольный размер каждой больше поперечного. Перемычки 62 в стенках 58 проходят между парами продольно смежных щелей 54. Описанная выше конструкция обеспечивает муфте 18 возможность радиального изменения с помощью элемента 14 в форме усеченного конуса усилием меньше, чем в варианте, где щелей 54 нет. Перемычки 62 можно выполнять с возможностью разрыва во время радиального изменения муфты 18 для обеспечения дополнительного радиального изменения.
Муфта 18 также имеет выемку 66, выполненную в стенках 58 под уступы 70 на пальцах 74, прикрепленных к гнезду 34. После достаточного перемещения гнезда 34 относительно муфты 18 для сцепления уступов 70 с выемкой 66 предотвращается реверсивное перемещение гнезда 34 относительно муфты 18, при этом получается продольное перекрывание элемента 14 в форме усеченного конуса муфтой 18. Данное перекрывание обеспечивает получение радиального расширения муфты 18 даже после прекращения действия сил, вводящих элемент 14 в форме усеченного конуса в муфту 18. Дополнительные варианты осуществления предусматривают поддержание положения элемента 14 в форме усеченного конуса относительно муфты 18 после получения их продольного перекрывания, включающего в себя сцепление между элементом 14 в форме усеченного конуса и муфтой 18, а также прутьев на одном из или обоих элементах 14 в форме усеченного конуса и муфты 18, которые сцепляются с поверхностью друг друга, например.
Установочный инструмент 78 (только фиг. 1) может создавать нагрузки, требуемые для обеспечения перемещения элемента 14 в форме усеченного конуса относительно муфты 18. Установочный инструмент 78 может иметь шпиндель 82 с остановом 86, прикрепленным к одному концу 90 с помощью разрушающегося под действием некоторой силы элемента 94, показанного здесь, как множество срезных винтов. Плита 98, перемещающаяся вдоль шпинделя 82 (с управлением средством, не показанным в данном документе) в направлении к останову 86, может продольно продвигать элемент 14 в форме усеченного конуса к муфте 18. Приложение нагрузки для разрушения элемента 94 заданной силой может предусматриваться только после радиального изменения муфты 18 с помощью элемента 14 в форме усеченного конуса. После разрушения элемента 94 останов 86 может отделяться от шпинделя 82, что обеспечивает, например, извлечение на поверхность шпинделя 82 и плиты 98.
Перемещение элемента 14 в форме усеченного конуса относительно муфты 18 обуславливает продольное сжатие уплотнения 26, в данном варианте осуществления между уступом 102 на переходной муфте 103, перемещающейся с элементом 14 в форме усеченного конуса, и уступом 106 на гнезде 34. Данное сжатие обуславливается другим уступом 104 на переходной муфте 103, входящим в контакт с концом 105 элемента 14 в форме усеченного конуса. Данное продольное сжатие приводит к росту радиальной толщины уплотнения 26. Элемент 14 в форме усеченного конуса, устанавливаемый радиально внутри уплотнения 26, предотвращает радиальное уменьшение размера уплотнения 26. Следовательно, поверхность 30 уплотнения 26 должна увеличиваться радиально. Количественно данное увеличение можно устанавливать обеспечивающим контакт поверхности 30 со стенами 46 конструкции 50 (только фиг. 2), дающим в результате соединение с уплотнением между ними. При заанкеривании муфты 18 со стенками 46 уплотнение 26 поддерживается герметично соединенным со стенками 46 с помощью уступов 70 пальцев 74, сцепляющихся с выемками 66 в муфте 18.
Трубная заанкеривающая система 10 выполнена так, что муфта 18 заанкеривается (скрепляется неподвижно в нужном положении) с конструкцией 50 до герметичного соединения уплотнения 26 с конструкцией 50. Указанное регулируется благодаря тому факту, что уплотнение 26 продольно не сжимается между концом 105 муфты 18 и уступом 102 до радиального расширения значительного участка муфты 18 поверх элемента 14 в форме усеченного конуса и входа в заанкеривающее сцепление с конструкцией 50. Заанкеривание в нужном положении трубной заанкеривающей системы 10 к конструкции 50 до взаимодействия уплотнения 26 с конструкцией имеет преимущество предотвращения относительного перемещения между уплотнением 26 и конструкцией 50 после радиального расширения уплотнения 26. Данная последовательность предотвращает повреждение уплотнения 26, которое возможно, если уплотнению 26 обеспечивают перемещение относительно конструкции 50 после радиального расширения. Скошенная кромка 36 гнезда 34 в данном варианте осуществления расположена продольно выше по потоку (поток текучей среды, прижимающий пробку 38 к гнезду 34) от муфты 18. Кроме того, в данном варианте осуществления скошенная кромка 36 расположена продольно выше по потоку от уплотнения 26. Данное относительное расположение обеспечивает дополнительное прижатие силами давления, действующего на пробку 38, установленную на скошенную кромку 36, к уплотнению 28 для герметичного соединения с конструкцией 50.
Трубная заанкеривающая система 10 дополнительно выполнена с возможностью оставления сквозного канала 107 с минимальным радиальным размером 108, имеющим большое отношение к радиальному размеру 109, который является самым большим радиальным размером системы 10 при установке в конструкции 50. Фактически минимальный радиальный размер 108 составляет не менее около 70% радиального размера 109. Такое большое отношение обеспечивает развертывание заанкеривающей системы 10 в качестве пробки обработки пласта или пробки гидроразрыва пласта, например, при внутрискважинном варианте применения. В таком варианте применения давление, нагнетаемое на пробке 38, установленной на скошенную кромку 36, можно использовать для гидравлического разрыва пласта, в котором конструкция установлена. Следующая за гидроразрывом добыча через сквозной канал 107 может начинаться после удаления пробки 38 с помощью растворения или перемещения насосом, например, которые не требуют разбуривания или фрезерования какого-либо из компонентов, образующих трубную заанкеривающую систему 10.
На фиг. 3 и 4 альтернативный вариант осуществления трубной заанкеривающей системы, раскрытой в данном документе, показан позицией 110. Аналогично системе 10 система 110 включает в себя элемент 114 в форме усеченного конуса, муфту 118 с поверхностью 122, уплотнение 126 с поверхностью 130 и гнездо 134. Основной разницей между системой 10 и системой 110 является способ регулирования степени радиального изменения поверхностей 22 и 30. В системе 10 степень радиального изменения поверхности 22 определяется радиальным размером боковой поверхности 140 на элементе 14 в форме усеченного конуса. И степень радиального изменения поверхности 30 определяется величиной продольного сжатия, которое испытывает уплотнение 26.
В отличие от указанного выше, величина радиального изменения, претерпеваемого поверхностью 122 муфты 118, регулируется глубиной вдавливания элемента 114 в форме усеченного конуса в муфту 118. Боковая поверхность 144 на элементе 114 в форме усеченного конуса выполнена взаимодействующей как клин с боковой поверхностью 148 на муфте 118 с формой усеченного конуса. При этом, чем глубже элемент 114 в форме усеченного конуса перемещается в муфту 118, тем больше радиальное изменение муфты 118. Аналогично, уплотнение 126 расположено радиально от поверхности 144 в форме усеченного конуса и в продольном направлении крепится неподвижно относительно муфты 118 так, что чем глубже элемент 114 в форме усеченного конуса перемещается в муфту 118 и уплотнение 126, тем больше радиальное изменение уплотнения 126 и поверхности 130. Описанная выше конструкция обеспечивает оператору определение величины радиального изменения поверхностей 122, 130 после установки системы 110 в конструкции 150.
Если необходимо, система 110 может включать в себя переходную муфту 154, установленную радиально между уплотнением 126 и элементом в 114 в форме усеченного конуса, так что радиус окружности переходной муфты 154 также меняется элементом в 114 в форме усеченного конуса в ответ на перемещение относительно нее. Переходная муфта 154 может иметь поверхность 158 в форме усеченного конуса, комплементарную поверхности 144 в форме усеченного конуса, так что по существу радиус окружности по всей длине переходной муфты 154 одновременно меняется при перемещении элемента 114 в форме усеченного конуса. Переходная муфта 154 может выполняться из материала, претерпевающего пластическую деформацию, для поддержания измененного радиального размера уплотнения 126, даже если поверхность 144 в форме усеченного конуса позже выходит из взаимодействия с поверхностью 158 в форме усеченного конуса, при этом поддерживается герметичное соединение уплотнения 126 со стенкой 162 конструкции 150.
Другие аспекты системы 110 являются аналогичными аспектам системы 10, в том числе скошенная кромка 36 на гнезде 126, герметично соединяющаяся с пробкой 38, и щели 54 и перемычки 62 в стенках 58 муфты 118, а также выемка 66 в муфте 118 под уступы 70 на пальцах 74. Кроме того, систему 110 можно устанавливать установочным инструментом 78 способом, аналогичным способу установки системы 10 установочным инструментом 78.
На фиг. 5 альтернативный вариант осуществления трубной заанкеривающей системы, раскрытой в данном документе, показан позицией 210. Система 210 включает в себя элемент 214 в форме усеченного конуса, имеющий первый участок 216 в форме усеченного конуса и второй участок 220 в форме усеченного конуса, сужающиеся в противоположных продольных направлениях. Трубные клинья 224 выполнены радиально расширяющимися в ответ на их продольное перемещение на первый участок 216 в форме усеченного конуса.
Аналогично, уплотнение 228 радиально расширяется в ответ на продольное перемещение на второй участок 220 в форме усеченного конуса. Одним способом перемещения трубных клиньев 224 и уплотнения 228 относительно участков 216, 220 в форме усеченного конуса является продольное сжатие всей компоновки установочным инструментом, не показанным в данном документе, который может являться аналогичным установочному инструменту 78. Система 210 также включает в себя гнездо 232 с сужающейся поверхностью 236 в данном варианте осуществления, принимающее пробку (не показано), которая может герметично соединяться с поверхностью 236.
Трубная заанкеривающая система 210 выполнена с возможностью уплотнения к конструкции 240, такой как хвостовик, обсадная колонна или пласт породы в необсаженной зоне ствола скважины, например, в вариантах применения для добычи углеводородов и удаления двуокиси углерода. Уплотнение и заанкеривание к конструкции 240 обеспечивает рост давления на пробке, установленной в ней, для проведения обработки пласта породы, такой как гидроразрыв и кислотная обработка, например. Кроме того, гнездо 232 устанавливается в системе 210 так, что давление, приложенное к пробке, установленной в гнездо 232, поджимает гнездо 232 к трубным клиньям 224 как для улучшения герметичного соединения уплотнения 228 с конструкцией 240, так и для заанкеривающего сцепления трубных клиньев 224 с конструкцией 240.
Трубную заанкеривающую систему 210 можно выполнять такой, что трубные клинья 224 заанкериваются (скрепляются в нужном положении) к конструкции 240 до герметичного соединения уплотнения 228 с конструкцией 240, или такой, что уплотнение 228 герметично соединяется с конструкцией 240 до заанкеривания трубных клиньев 224 к конструкции 240. Регулирование для получения первым соединения уплотнения 228 или зацепления трубных клиньев 224 с конструкцией можно проводить, используя соотношения свойств материала или соотношения размеров компонентов, используемых в установке уплотнения 228, с компонентами, используемыми в установке трубных клинья 224. Вне зависимости от того, что соединяется с конструкцией 240 первым, трубные клинья 224 или уплотнение 228, их можно устанавливать соответствующими направлению участков установочного инструмента, которые устанавливают трубную заанкеривающую систему 210. Повреждения уплотнения 228 можно минимизировать, уменьшая или исключая перемещение уплотнения 228 относительно конструкции 50 после соединения уплотнения 228 с конструкцией 240. В данном варианте осуществления при соединении уплотнения 228 с конструкцией 240 до соединения трубных клиньев 224 с конструкцией 240 можно достичь данной цели. Наоборот, в варианте осуществления трубной заанкеривающей системы 10, рассмотренном выше, при соединении муфты 18 с конструкцией 50 до соединения уплотнения 26 с конструкцией можно достичь данной цели.
Скошенная кромка 236 гнезда 232 в данном варианте осуществления расположена продольно выше по потоку (определяется как поток текучей среды, вдавливающий пробку в гнездо 232) трубных клиньев 224. Кроме того, в данном варианте осуществления скошенная кромка 236 расположена продольно выше по потоку от уплотнения 228. Данное относительное расположение обеспечивает дополнительное вдавливание силами давления, действующими на пробку, прижатую к скошенной кромке 236, для создания с помощью уплотнения 228 герметичного соединения с конструкцией 240.
Гнездо 232 варианта осуществления, показанного в системе 210, также включает в себя переходную муфту 244, установленную между уплотнением 228 и вторым участком 220 в форме усеченного конуса. Показанная переходная муфта 244 имеет стенку 248 переменной толщины, создаваемой обращенной радиально внутрь поверхностью 252 в форме усеченного конуса. Благодаря переменной толщине стенки 248 более тонкие участки деформируются легче более толстых участков. Данное может являться предпочтительным по меньшей мере по двум причинам. Во-первых, более тонкий участок 249 стенки должен деформироваться, когда переходная муфта 244 перемещается относительно второго участка 220 в форме усеченного конуса для радиального расширения уплотнения 228 с созданием герметичного соединения с конструкцией 240. И во-вторых, более толстый участок 250 стенки должен сопротивляться деформации вследствие перепада давления на нем, создаваемого при сжатии под действием пробки, установленной в гнездо 232 во время, например, операций обработки. Угол конусности поверхности 252 в форме усеченного конуса можно выбирать совпадающим с углом конусности второго участка 220 в форме усеченного конуса для обеспечения создания вторым участком 220 в форме усеченного конуса радиальной опоры переходной муфте 244 по меньшей мере в областях их контакта друг с другом.
Вне зависимости от совпадения или не совпадения углов конусности, участок переходной муфты 244, который деформируется, является достаточно конформным со вторым участком 220 в форме усеченного конуса для радиального опирания. Углы конусности могут иметь величину в диапазоне 14-20 градусов для осуществления радиального расширения переходной муфты 244 и обеспечения поддержания силами трения между переходной муфтой 244 и вторым участком 220 в форме усеченного конуса их взаимного расположения и взаимодействия после прекращения действия продольных сил, которые обуславливали их относительное перемещение. Первый участок 216 в форме усеченного конуса может также иметь углы конусности в диапазоне 14-20 градусов по основаниям, аналогичным основаниям для второго участка 220 в форме усеченного конуса. Любое одно или оба, поверхность 252 в форме усеченного конуса и второй участок 220 в форме усеченного конуса могут включать в себя несколько углов конусности, как показано в данном документе, на втором участке 220 в форме усеченного конуса, где передняя часть 256 имеет угол конусности больше, чем поверхность 220, расположенная дальше от передней части 256. Наличие нескольких углов конусности может обеспечивать операторам улучшенное регулирование величин радиального расширения переходной муфты 244 (и, следовательно, уплотнения 228) на единицу продольного перемещения переходной муфты 244 относительно элемента 214 в форме усеченного конуса. Углы конусности в дополнение к другим переменным также обеспечивают дополнительное регулирование продольных сил, требуемых для перемещения переходной муфты 244 относительно элемента 214 в форме усеченного конуса. Такое регулирование может обеспечивать системе 210 предпочтительное расширение переходной муфты 244 и уплотнения 228 для установки уплотнения 228 перед расширением и установкой трубных клиньев 224. Такая последовательность может требоваться, поскольку установка трубных клиньев 224 до уплотнения 228 должна требовать перемещения уплотнения 228 вдоль конструкции 240 после соединения с ней, такое условие может приводить к повреждению уплотнения 228.
На фиг. 6 другой альтернативный вариант осуществления трубной заанкеривающей системы, раскрытой в данном документе, показан позицией 310. Система 310 включает в себя первый элемент 314 в форме усеченного конуса, трубные клинья 318, установленные и выполненные с возможностью радиального расширения для заанкеривающего соединения с конструкцией 322, показанной в данном документе, как ствол скважины в пласте 326 породы, в ответ на придавливание к поверхности в форме усеченного конуса 330 первого элемента 314 в форме усеченного конуса. Переходная муфта 334 является радиально расширяющейся для герметичного соединения с конструкцией 322 в ответ на продавливание в продольном направлении относительно второго элемента в форме усеченного конуса 338. И гнездо 342 с поверхностью 346 для приема пробки 350 (показана пунктирными линиями), спускающейся на нее. Гнездо 342 смещается в направлении вниз по потоку (вправо на фиг. 6) от переходной муфты 334, определяется как поток текучей среды, придавливающий пробку 350 к гнезду 342. Данная конфигурация и положение поверхности 346 относительно переходной муфты 334 содействует поддержанию переходной муфты 334 в радиально расширенной конфигурации (после расширения), минимизируя радиальные силы на переходной муфте 334 от перепада давления на гнезде 342, закупоренном пробкой 350.
Для разъяснения, если поверхность 346 установлена в направлении выше по потоку от ровного участка по длине переходной муфты 334 (не показано), то рост давления на пробке 350, установленной с упором в поверхность 346, должен создавать перепад давления радиально на участке переходной муфты 334, установленной в направлении вниз по потоку от поверхности 346. Данный перепад давления должен определяться давлением радиально снаружи переходной муфты 334, превышающим давление радиально внутри переходной муфты 334, при котором создаются направленные радиально внутрь силы на переходной муфте 334. Данные направленные радиально внутрь силы при достаточной величине могут обуславливать деформацию переходной муфты 334 радиально внутрь, потенциально снижая герметичность между переходной муфтой 334 и конструкцией 322 в способе. Данное условие специально устраняется благодаря установке поверхности 346 относительно переходной муфты 334 настоящего изобретения.
Если необходимо, трубная заанкеривающая система 310 включает в себя уплотнение 354, установленное радиально снаружи переходной муфты 334, выполненное с возможностью содействовать уплотнению переходной муфты 334 к конструкции 322 при радиальном сжатии между ними, когда переходная муфта 334 радиально расширяется. Уплотнение 354 можно изготовить из полимера для улучшения герметизации уплотнения 354 как на переходной муфте 334, так и на конструкции 322.
Хотя изобретение описано как пример варианта осуществления или вариантов осуществления, специалисту в данной области техники понятно, что можно выполнять различные изменения и заменять элементы эквивалентами без отхода от объема изобретения. Кроме того, можно выполнять многочисленные модификации для приспособления идей изобретения к конкретной ситуации или материалу без отхода от его объема. Поэтому изобретение не ограничивается конкретным вариантом осуществления, раскрытым как наиболее предпочтительный, изобретение должно включать в себя все варианты осуществления, соответствующие объему формулы изобретения. Также на чертежах и в описании раскрыты являющиеся примерами варианты осуществления изобретения и использованы конкретные термины, которые, если иное специально не указано, имеют общий и описательный смысл и не являются ограничивающими объем изобретения. Кроме того, используемые термины первый, второй и т.д. не указывает порядок или важность, но термины первый, второй и т.д. помогают отличать один элемент от другого. Кроме того, использование неопределенных артиклей и т.д. не ограничивает количества, указывая присутствие по меньшей мере одной позиции.
Claims (36)
1. Трубная заанкеривающая система, содержащая
элемент в форме усеченного конуса, имеющий первый участок в форме усеченного конуса и второй участок в форме усеченного конуса, причем первый участок в форме усеченного конуса сужается в направлении, противоположном направлению, в котором сужается второй участок в форме усеченного конуса;
трубные клинья, в рабочем состоянии связанные с первым участком в форме усеченного конуса, радиально расширяющиеся в ответ на продольное перемещение первого участка в форме усеченного конуса относительно трубных клиньев;
уплотнение, в рабочем состоянии связанное со вторым участком в форме усеченного конуса, радиально расширяющееся в ответ на продольное перемещение второго участка в форме усеченного конуса относительно уплотнения; и
гнездо с поверхностью, выполненной с возможностью герметичного соединения с пробкой, спускающейся на нее, для поддержания давления, создаваемого на установленной в гнезде пробке, для выполнения операций обработки ствола скважины.
2. Система по п. 1, в которой трубные клинья выполнены соединяющимися заанкериванием с конструкцией, в которой устанавливается трубная заанкеривающая система.
3. Система по п. 1, в которой уплотнение выполнено герметично соединяющимся с конструкцией, в которой устанавливается трубная заанкеривающая система.
4. Система по п. 1, в которой гнездо выполнено с возможностью отжимать как трубные клинья, так и уплотнение радиально наружу в ответ на давление на пробку, установленную в гнездо.
5. Система по п. 1, в которой по меньшей мере один из первого участка в форме усеченного конуса и второго участка в форме усеченного конуса имеет угол конусности между 14 и 20 градусов.
6. Система по п. 1, в которой уплотнение выполнено с возможностью радиального расширения для герметичного соединения с конструкцией при продольных нагрузках меньше нагрузок, требуемых для расширения трубных клиньев для заанкеривающего соединения с конструкцией.
7. Система по п. 1, в которой фрикционное взаимодействие между вторым участком в форме усеченного конуса и переходной муфтой предотвращает реверсивное перемещение между ними после радиального расширения переходной муфты вторым участком в форме усеченного конуса.
8. Система по п. 1, в которой второй участок в форме усеченного конуса включает в себя части с двумя различными углами конусности.
9. Трубная заанкеривающая система, содержащая
элемент в форме усеченного конуса, имеющий первый участок в форме усеченного конуса и второй участок в форме усеченного конуса, причем первый участок в форме усеченного конуса сужается в направлении, противоположном направлению, в котором сужается второй участок в форме усеченного конуса;
трубные клинья, в рабочем состоянии связанные с первым участком в форме усеченного конуса, радиально расширяющиеся в ответ на продольное перемещение первого участка в форме усеченного конуса относительно трубных клиньев;
уплотнение, в рабочем состоянии связанное со вторым участком в форме усеченного конуса, радиально расширяющееся в ответ на продольное перемещение второго участка в форме усеченного конуса относительно уплотнения; и
гнездо с поверхностью, выполненной с возможностью герметичного соединения с пробкой, спускающейся на нее, при этом гнездо включает в себя переходную муфту, по меньшей мере участок которой радиально расширяется при перемещении относительно элемента в форме усеченного конуса.
10. Система по п. 9, в которой уплотнение устанавливается радиально относительно переходной муфты.
11. Система по п. 9, в которой переходная муфта выполнена с возможностью поддержания перепадов давления на стенке и перепады давления являются достаточными для выполнения операций обработки ствола скважины.
12. Система по п. 9, в которой переходная муфта включает в себя поверхность в форме усеченного конуса, выполненную с возможностью взаимодействия со вторым участком в форме усеченного конуса.
13. Система по п. 9, в которой переходная муфта включает в себя деформирующийся участок, выполненный с возможностью, по существу, совмещаться по меньшей мере с частью второго участка в форме усеченного конуса, входящего в контакт с ним.
14. Система по п. 9, в которой фрикционное взаимодействие между вторым участком в форме усеченного конуса и переходной муфтой предотвращает реверсивное перемещение между ними после радиального расширения переходной муфты вторым участком в форме усеченного конуса.
15. Способ заанкеривания трубного элемента, содержащий
сжатие трубного элемента, установленного в конструкции;
перемещение трубных клиньев в первом продольном направлении относительно элемента в форме усеченного конуса со сжатием;
отклонение трубных клиньев радиально наружу на первом участке в форме усеченного конуса элемента в форме усеченного конуса;
перемещение уплотнения во втором продольном направлении относительно элемента в форме усеченного конуса со сжатием;
отклонение уплотнения радиально наружу на втором участке в форме усеченного конуса элемента в форме усеченного конуса;
герметизацию уплотнения на конструкции;
заанкеривание трубных клиньев к конструкции;
установку пробки вплотную к гнезду;
нагнетание давления на установленную в гнезде пробку;
обработку пласта породы.
16. Способ по п. 15, дополнительно содержащий герметизацию уплотнения до заанкеривания трубных клиньев.
17. Способ по п. 15, дополнительно содержащий радиальное расширение по меньшей мере участка гнезда.
18. Способ по п. 17, дополнительно содержащий радиальное расширение уплотнения с помощью радиального расширения по меньшей мере участка гнезда.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US13/358,332 US9080403B2 (en) | 2012-01-25 | 2012-01-25 | Tubular anchoring system and method |
| US13/358,332 | 2012-01-25 | ||
| PCT/US2013/020046 WO2013112266A1 (en) | 2012-01-25 | 2013-01-03 | Tubular anchoring system and method |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2014134466A RU2014134466A (ru) | 2016-03-20 |
| RU2607000C2 true RU2607000C2 (ru) | 2017-01-10 |
Family
ID=48796309
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2014134466A RU2607000C2 (ru) | 2012-01-25 | 2013-01-03 | Трубная заанкеривающая система и способ |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US9080403B2 (ru) |
| CN (1) | CN104254663B (ru) |
| AU (2) | AU2013212689B2 (ru) |
| CA (1) | CA2861818C (ru) |
| MY (2) | MY175222A (ru) |
| RU (1) | RU2607000C2 (ru) |
| WO (1) | WO2013112266A1 (ru) |
Families Citing this family (37)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US10240419B2 (en) | 2009-12-08 | 2019-03-26 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Downhole flow inhibition tool and method of unplugging a seat |
| US9707739B2 (en) | 2011-07-22 | 2017-07-18 | Baker Hughes Incorporated | Intermetallic metallic composite, method of manufacture thereof and articles comprising the same |
| US9033055B2 (en) | 2011-08-17 | 2015-05-19 | Baker Hughes Incorporated | Selectively degradable passage restriction and method |
| US9090956B2 (en) | 2011-08-30 | 2015-07-28 | Baker Hughes Incorporated | Aluminum alloy powder metal compact |
| US20130146307A1 (en) * | 2011-12-08 | 2013-06-13 | Baker Hughes Incorporated | Treatment plug and method of anchoring a treatment plug and then removing a portion thereof |
| US9273526B2 (en) | 2013-01-16 | 2016-03-01 | Baker Hughes Incorporated | Downhole anchoring systems and methods of using same |
| US9816339B2 (en) | 2013-09-03 | 2017-11-14 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Plug reception assembly and method of reducing restriction in a borehole |
| CA2936851A1 (en) | 2014-02-21 | 2015-08-27 | Terves, Inc. | Fluid activated disintegrating metal system |
| US11167343B2 (en) | 2014-02-21 | 2021-11-09 | Terves, Llc | Galvanically-active in situ formed particles for controlled rate dissolving tools |
| US10865465B2 (en) | 2017-07-27 | 2020-12-15 | Terves, Llc | Degradable metal matrix composite |
| US10689740B2 (en) | 2014-04-18 | 2020-06-23 | Terves, LLCq | Galvanically-active in situ formed particles for controlled rate dissolving tools |
| US9683423B2 (en) * | 2014-04-22 | 2017-06-20 | Baker Hughes Incorporated | Degradable plug with friction ring anchors |
| US10378303B2 (en) | 2015-03-05 | 2019-08-13 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Downhole tool and method of forming the same |
| US10000991B2 (en) | 2015-04-18 | 2018-06-19 | Tercel Oilfield Products Usa Llc | Frac plug |
| US9835003B2 (en) | 2015-04-18 | 2017-12-05 | Tercel Oilfield Products Usa Llc | Frac plug |
| US10408012B2 (en) | 2015-07-24 | 2019-09-10 | Innovex Downhole Solutions, Inc. | Downhole tool with an expandable sleeve |
| CA2962071C (en) | 2015-07-24 | 2023-12-12 | Team Oil Tools, Lp | Downhole tool with an expandable sleeve |
| US9976379B2 (en) * | 2015-09-22 | 2018-05-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore isolation device with slip assembly |
| CA2915601A1 (en) | 2015-12-21 | 2017-06-21 | Vanguard Completions Ltd. | Downhole drop plugs, downhole valves, frac tools, and related methods of use |
| CA3015871C (en) * | 2016-05-12 | 2020-03-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Loosely assembled wellbore isolation assembly |
| US10227842B2 (en) | 2016-12-14 | 2019-03-12 | Innovex Downhole Solutions, Inc. | Friction-lock frac plug |
| CN108571297A (zh) * | 2017-03-13 | 2018-09-25 | 中国石油化工股份有限公司 | 金属密封件和井下工具 |
| US11117154B2 (en) | 2017-03-31 | 2021-09-14 | Arkema Inc. | Modular hood for coating glass containers |
| US10648275B2 (en) * | 2018-01-03 | 2020-05-12 | Forum Us, Inc. | Ball energized frac plug |
| US10989016B2 (en) | 2018-08-30 | 2021-04-27 | Innovex Downhole Solutions, Inc. | Downhole tool with an expandable sleeve, grit material, and button inserts |
| US10626697B2 (en) | 2018-08-31 | 2020-04-21 | Forum Us, Inc. | Frac plug with bi-directional gripping elements |
| US11434717B2 (en) | 2018-10-26 | 2022-09-06 | Solgix, Inc | Method and apparatus for providing a plug with a deformable expandable continuous ring creating a fluid barrier |
| US11125039B2 (en) | 2018-11-09 | 2021-09-21 | Innovex Downhole Solutions, Inc. | Deformable downhole tool with dissolvable element and brittle protective layer |
| US11965391B2 (en) | 2018-11-30 | 2024-04-23 | Innovex Downhole Solutions, Inc. | Downhole tool with sealing ring |
| US11396787B2 (en) | 2019-02-11 | 2022-07-26 | Innovex Downhole Solutions, Inc. | Downhole tool with ball-in-place setting assembly and asymmetric sleeve |
| US11261683B2 (en) | 2019-03-01 | 2022-03-01 | Innovex Downhole Solutions, Inc. | Downhole tool with sleeve and slip |
| US11203913B2 (en) | 2019-03-15 | 2021-12-21 | Innovex Downhole Solutions, Inc. | Downhole tool and methods |
| WO2021076842A1 (en) * | 2019-10-16 | 2021-04-22 | The Wellboss Company, Llc | Downhole tool and method of use |
| US11572753B2 (en) | 2020-02-18 | 2023-02-07 | Innovex Downhole Solutions, Inc. | Downhole tool with an acid pill |
| US11434715B2 (en) | 2020-08-01 | 2022-09-06 | Lonestar Completion Tools, LLC | Frac plug with collapsible plug body having integral wedge and slip elements |
| US11761297B2 (en) | 2021-03-11 | 2023-09-19 | Solgix, Inc | Methods and apparatus for providing a plug activated by cup and untethered object |
| US11608704B2 (en) | 2021-04-26 | 2023-03-21 | Solgix, Inc | Method and apparatus for a joint-locking plug |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4284137A (en) * | 1980-01-07 | 1981-08-18 | Taylor William T | Anti-kick, anti-fall running tool and instrument hanger and tubing packoff tool |
| SU1747676A1 (ru) * | 1990-06-25 | 1992-07-15 | Научно-производственное объединение по термическим методам добычи нефти "Союзтермнефть" | Пакер |
| US6394180B1 (en) * | 2000-07-12 | 2002-05-28 | Halliburton Energy Service,S Inc. | Frac plug with caged ball |
| RU28371U1 (ru) * | 2002-09-09 | 2003-03-20 | Оснос Владимир Борисович | Пакер разбуриваемый |
| RU2254441C1 (ru) * | 2004-02-04 | 2005-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Пакерующее устройство дополнительной обсадной колонны |
| RU63423U1 (ru) * | 2006-12-25 | 2007-05-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Пакерующее устройство дополнительной обсадной колонны |
Family Cites Families (24)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2189697A (en) | 1939-03-20 | 1940-02-06 | Baker Oil Tools Inc | Cement retainer |
| US2222233A (en) * | 1939-03-24 | 1940-11-19 | Mize Loyd | Cement retainer |
| US2672199A (en) | 1948-03-12 | 1954-03-16 | Patrick A Mckenna | Cement retainer and bridge plug |
| US2753941A (en) | 1953-03-06 | 1956-07-10 | Phillips Petroleum Co | Well packer and tubing hanger therefor |
| US2933136A (en) * | 1957-04-04 | 1960-04-19 | Dow Chemical Co | Well treating method |
| US3142338A (en) | 1960-11-14 | 1964-07-28 | Cicero C Brown | Well tools |
| US4524825A (en) | 1983-12-01 | 1985-06-25 | Halliburton Company | Well packer |
| US4719971A (en) | 1986-08-18 | 1988-01-19 | Vetco Gray Inc. | Metal-to-metal/elastomeric pack-off assembly for subsea wellhead systems |
| US4901794A (en) * | 1989-01-23 | 1990-02-20 | Baker Hughes Incorporated | Subterranean well anchoring apparatus |
| US5511620A (en) | 1992-01-29 | 1996-04-30 | Baugh; John L. | Straight Bore metal-to-metal wellbore seal apparatus and method of sealing in a wellbore |
| CA2329388C (en) | 1999-12-22 | 2008-03-18 | Smith International, Inc. | Apparatus and method for packing or anchoring an inner tubular within a casing |
| US6354372B1 (en) | 2000-01-13 | 2002-03-12 | Carisella & Cook Ventures | Subterranean well tool and slip assembly |
| US6446717B1 (en) | 2000-06-01 | 2002-09-10 | Weatherford/Lamb, Inc. | Core-containing sealing assembly |
| US6712797B1 (en) | 2000-09-19 | 2004-03-30 | Board Of Supervisors Of Louisiana State University And Agricultural And Mechanical College | Blood return catheter |
| US6769491B2 (en) | 2002-06-07 | 2004-08-03 | Weatherford/Lamb, Inc. | Anchoring and sealing system for a downhole tool |
| US6962206B2 (en) | 2003-05-15 | 2005-11-08 | Weatherford/Lamb, Inc. | Packer with metal sealing element |
| US7350582B2 (en) | 2004-12-21 | 2008-04-01 | Weatherford/Lamb, Inc. | Wellbore tool with disintegratable components and method of controlling flow |
| WO2007140266A2 (en) * | 2006-05-26 | 2007-12-06 | Owen Oil Tools Lp | Configurable wellbore zone isolation system and related methods |
| US7607476B2 (en) | 2006-07-07 | 2009-10-27 | Baker Hughes Incorporated | Expandable slip ring |
| US7578353B2 (en) | 2006-09-22 | 2009-08-25 | Robert Bradley Cook | Apparatus for controlling slip deployment in a downhole device |
| US8459347B2 (en) | 2008-12-10 | 2013-06-11 | Oiltool Engineering Services, Inc. | Subterranean well ultra-short slip and packing element system |
| US8079413B2 (en) | 2008-12-23 | 2011-12-20 | W. Lynn Frazier | Bottom set downhole plug |
| US9045953B2 (en) | 2011-03-14 | 2015-06-02 | Baker Hughes Incorporated | System and method for fracturing a formation and a method of increasing depth of fracturing of a formation |
| US20130008671A1 (en) | 2011-07-07 | 2013-01-10 | Booth John F | Wellbore plug and method |
-
2012
- 2012-01-25 US US13/358,332 patent/US9080403B2/en active Active
-
2013
- 2013-01-03 RU RU2014134466A patent/RU2607000C2/ru active
- 2013-01-03 AU AU2013212689A patent/AU2013212689B2/en active Active
- 2013-01-03 MY MYPI2014702013A patent/MY175222A/en unknown
- 2013-01-03 CA CA2861818A patent/CA2861818C/en active Active
- 2013-01-03 CN CN201380005657.0A patent/CN104254663B/zh active Active
- 2013-01-03 WO PCT/US2013/020046 patent/WO2013112266A1/en active Application Filing
- 2013-01-03 MY MYPI2014702012A patent/MY173982A/en unknown
-
2017
- 2017-03-07 AU AU2017201550A patent/AU2017201550B2/en active Active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4284137A (en) * | 1980-01-07 | 1981-08-18 | Taylor William T | Anti-kick, anti-fall running tool and instrument hanger and tubing packoff tool |
| SU1747676A1 (ru) * | 1990-06-25 | 1992-07-15 | Научно-производственное объединение по термическим методам добычи нефти "Союзтермнефть" | Пакер |
| US6394180B1 (en) * | 2000-07-12 | 2002-05-28 | Halliburton Energy Service,S Inc. | Frac plug with caged ball |
| RU28371U1 (ru) * | 2002-09-09 | 2003-03-20 | Оснос Владимир Борисович | Пакер разбуриваемый |
| RU2254441C1 (ru) * | 2004-02-04 | 2005-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Пакерующее устройство дополнительной обсадной колонны |
| RU63423U1 (ru) * | 2006-12-25 | 2007-05-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Пакерующее устройство дополнительной обсадной колонны |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CA2861818A1 (en) | 2013-08-01 |
| AU2013212689B2 (en) | 2017-03-30 |
| AU2017201550A1 (en) | 2017-03-23 |
| MY173982A (en) | 2020-03-02 |
| CN104254663A (zh) | 2014-12-31 |
| CN104254663B (zh) | 2017-02-22 |
| WO2013112266A1 (en) | 2013-08-01 |
| CA2861818C (en) | 2016-11-29 |
| US9080403B2 (en) | 2015-07-14 |
| AU2013212689A1 (en) | 2014-06-26 |
| RU2014134466A (ru) | 2016-03-20 |
| US20130186648A1 (en) | 2013-07-25 |
| AU2017201550B2 (en) | 2018-02-01 |
| MY175222A (en) | 2020-06-16 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2607000C2 (ru) | Трубная заанкеривающая система и способ | |
| RU2610452C2 (ru) | Трубная заанкеривающая система и гнездо для использования в ней | |
| US9080416B2 (en) | Setting tool, anchoring and sealing device and system | |
| CA2893078C (en) | Expandable wedge slip for anchoring downhole tools | |
| US9033060B2 (en) | Tubular anchoring system and method | |
| US8985228B2 (en) | Treatment plug and method of anchoring and sealing the same to a structure | |
| GB2422859A (en) | Collapsible expansion cone with cup seal | |
| AU2020204345B2 (en) | Force transferring member for use in a tool | |
| US10087705B2 (en) | Seal assembly | |
| US9810037B2 (en) | Shear thickening fluid controlled tool | |
| US10012053B2 (en) | Treatment plug, method of anchoring and sealing the same to a structure and method of treating a formation | |
| US11492869B2 (en) | Backup and packer | |
| RU198346U1 (ru) | Пакер для многостадийного гидроразрыва пласта | |
| CN116816297A (zh) | 一种可溶式分支井暂堵工具及分支井暂堵施工方法 |