RU2615196C2 - Элементы протирающей цементировочной пробки и способы обработки окружающей скважину среды для интенсификации притока - Google Patents
Элементы протирающей цементировочной пробки и способы обработки окружающей скважину среды для интенсификации притока Download PDFInfo
- Publication number
- RU2615196C2 RU2615196C2 RU2014132555A RU2014132555A RU2615196C2 RU 2615196 C2 RU2615196 C2 RU 2615196C2 RU 2014132555 A RU2014132555 A RU 2014132555A RU 2014132555 A RU2014132555 A RU 2014132555A RU 2615196 C2 RU2615196 C2 RU 2615196C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wellbore
- valve
- casing
- plug
- seat
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 20
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 title claims abstract description 8
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 35
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims abstract description 17
- 239000002195 soluble material Substances 0.000 claims description 20
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 18
- 238000002788 crimping Methods 0.000 claims description 11
- 239000002699 waste material Substances 0.000 claims description 11
- 239000007799 cork Substances 0.000 claims description 8
- 239000002198 insoluble material Substances 0.000 claims description 6
- 238000012360 testing method Methods 0.000 abstract description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 10
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 description 10
- 230000009172 bursting Effects 0.000 description 9
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 9
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 9
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 9
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 7
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 6
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 6
- 239000000463 material Substances 0.000 description 5
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 4
- 229920000954 Polyglycolide Polymers 0.000 description 3
- KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N citric acid Chemical compound OC(=O)CC(O)(C(O)=O)CC(O)=O KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 3
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 2
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 229920000747 poly(lactic acid) Polymers 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 229920002292 Nylon 6 Polymers 0.000 description 1
- 208000034530 PLAA-associated neurodevelopmental disease Diseases 0.000 description 1
- 229920003171 Poly (ethylene oxide) Polymers 0.000 description 1
- 239000004372 Polyvinyl alcohol Substances 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 1
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 1
- 238000005452 bending Methods 0.000 description 1
- 229920002988 biodegradable polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000004621 biodegradable polymer Substances 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 239000002775 capsule Substances 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 230000000593 degrading effect Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- LNOPIUAQISRISI-UHFFFAOYSA-N n'-hydroxy-2-propan-2-ylsulfonylethanimidamide Chemical compound CC(C)S(=O)(=O)CC(N)=NO LNOPIUAQISRISI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002086 nanomaterial Substances 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 1
- 229920000233 poly(alkylene oxides) Polymers 0.000 description 1
- 229920001515 polyalkylene glycol Polymers 0.000 description 1
- 229920001223 polyethylene glycol Polymers 0.000 description 1
- 229920005638 polyethylene monopolymer Polymers 0.000 description 1
- 239000004633 polyglycolic acid Substances 0.000 description 1
- 229920002451 polyvinyl alcohol Polymers 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000004080 punching Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 239000011973 solid acid Substances 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- YNJBWRMUSHSURL-UHFFFAOYSA-N trichloroacetic acid Chemical compound OC(=O)C(Cl)(Cl)Cl YNJBWRMUSHSURL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/162—Injecting fluid from longitudinally spaced locations in injection well
-
- 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
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
- E21B34/10—Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by control fluid supplied from outside the borehole
-
- 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
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
- E21B33/14—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like for cementing casings into boreholes
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
- E21B33/14—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like for cementing casings into boreholes
- E21B33/16—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like for cementing casings into boreholes using plugs for isolating cement charge; Plugs therefor
-
- 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
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
- E21B34/063—Valve or closure with destructible element, e.g. frangible disc
-
- 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
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
- E21B34/10—Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by control fluid supplied from outside the borehole
- E21B34/102—Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by control fluid supplied from outside the borehole with means for locking the closing element in open or closed position
-
- 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
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
- E21B34/10—Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by control fluid supplied from outside the borehole
- E21B34/108—Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by control fluid supplied from outside the borehole with time delay systems, e.g. hydraulic impedance mechanisms
-
- 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
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
- E21B34/14—Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by movement of tools, e.g. sleeve valves operated by pistons or wire line tools
- E21B34/142—Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by movement of tools, e.g. sleeve valves operated by pistons or wire line tools unsupported or free-falling elements, e.g. balls, plugs, darts or pistons
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/02—Surface sealing or packing
- E21B33/08—Wipers; Oil savers
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Details Of Valves (AREA)
- Lift Valve (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Группа изобретений относится к обработке окружающей скважину среды для интенсификации притока. Технический результат – повышение эффективности обработки. По способу осуществляют цементирование обсадной колонны в стволе скважины. Обсадная колонна ствола скважины содержит клапан, расположенный ниже устройства дросселирования текучей среды. Устройство дросселирования текучей среды содержит трубный элемент с седлом, расположенным в канале трубного элемента, и пробку для установки на седло. Осуществляют открытие клапана для установления гидравлического сообщения обсадной колонны ствола скважины с окружающей скважину средой. Устанавливают пробку на седло для дросселирования гидравлического сообщения между обсадной колонной ствола скважины и окружающей скважину средой. Выполняют опрессовку обсадной колонны ствола скважины. Без дополнительного геотехнического мероприятия в стволе скважины удаляют часть пробки, чем обеспечивают увеличение гидравлического сообщения между обсадной колонной ствола скважины и окружающей скважину средой. Выполняют обработку для интенсификации притока в окружающей скважину среде. 3 н. и 12 з.п. ф-лы, 6 ил.
Description
[0001] Данная заявка испрашивает приоритет по заявке США № 13/366076, зарегистрированной 3 февраля 2012 г., полностью включенной в данном документе в виде ссылки.
Область техники изобретения
[0002] Настоящее изобретение направлено на создание способов подготовки обсаженного ствола скважины к обработке окружающей скважину среды для интенсификации притока и, в частности, способов подготовки обсаженного ствола скважины к обработке окружающей скважину среды для интенсификации притока без геотехнических мероприятий и с использованием приводимых в действие давлением муфт и устройств для временного дросселирования потока текучей среды, проходящего через обсадную колонну ствола скважины, для подготовки обсадной колонны ствола скважины к обработке для интенсификации притока, в противоположность использованию дополнительных способов с геотехническими мероприятиями в стволе скважины, таких как перфорирование на колонне насосно-компрессорных труб.
Описание уровня техники
[0003] Шаровые седла являются общеизвестными в технике. Например, типичные шаровые седла имеют канал или проход, дросселируемый седлом. Шар или пробка устанавливается на седле, предотвращая проход или дросселируя поток текучей среды через канал шарового седла и, таким образом, изолируя насосно-компрессорную трубу или секцию трубы, в которой шаровое седло устанавливается. С приложением силы к шару или пробке в трубе можно нагнетать давление для опрессовки насосно-компрессорной трубы, приведения в действие инструмента или выполнения манипуляций, например, для установки пакера. Шаровые седла используют в заканчивании с обсаженным стволом скважины, подвесках хвостовика, устройствах отвода потока, системах гидроразрыва пласта, системах кислотной обработки для интенсификации притока, оборудовании регулирования расхода и других системах.
[0004] Хотя термины "шаровое седло" и "шар" используются в данном документе, следует понимать, что сбрасываемую пробку, закупоривающее устройство или элемент другой формы можно использовать с "шаровыми седлами", описанными и рассмотренными в данном документе. Для упрощения следует понимать, что термины "шар" и "пробка" включают в себя и охватывают пробки, шары, дротики или сбрасываемые пробки всех форм и размеров, если конкретная форма или конструктивное исполнение "шара" специально не рассматривается.
[0005] Обработка для интенсификации притока в данном документе включает в себя гидроразрыв пласта или "гидроразрыв" в стволе скважины с использованием систем или инструментов обработки для интенсификации притока, также известных в технике. В общем, системы или инструменты обработки для интенсификации притока используются в нефтяных и газовых скважинах для заканчивания и увеличения дебита скважины. В наклонно-направленных стволах скважин, в частности имеющих большую длину, текучую среду, например кислоту или жидкости гидроразрыва пласта, стараются вводить в линейном или горизонтальном концевом участке скважины для обработки для интенсификации притока продуктивной зоны для открытия продуктивных трещин и пор, проходящих в породе. Например, гидравлический разрыв пласта является способом, в котором используют скорость нагнетания и гидравлическое давление, создаваемое жидкостью гидроразрыва пласта для расширения или создания трещин в подземном пласте или окружающей скважину среде.
[0006] Перед проведением обработки для интенсификации притока в стволе скважины инструмент обработки для интенсификации притока цементируют в стволе скважины. Затем выполняют опрессовку обсадной колонны ствола скважины, содержащей инструмент обработки для интенсификации притока. Для выполнения данного этапа путь через инструмент обработки для интенсификации притока должен быть закрыт. После подтверждения опрессовкой герметичности обсадной колонны ствола скважины путь гидравлического сообщения, проходящий через инструмент обработки для интенсификации притока, повторно открывают для подачи насосом текучей среды обработки для интенсификации через инструмент обработки для интенсификации притока и в пласт. В настоящее время на этапах работ повторного открытия потока текучей среды через инструмент обработки для интенсификации притока требуется проведение дополнительных геотехнических мероприятий в стволе скважины, таких как перфорирование на колонне насосно-компрессорных труб.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0007] В широком смысле способы подготовки ствола скважины к обработке для интенсификации притока, раскрытые в данном документе, содержат этапы цементирования в обсадной колонне ствола скважины скважинного инструмента, содержащего клапан с устройством для дросселирования потока текучей среды, проходящей через клапан, такого как шаровое седло, расположенное над клапаном. Клапан приводится в открытое положение для установления потока текучей среды между каналом обсадной колонны и пластом или окружающей скважину средой. Затем пробка устанавливается на седло шарового гнезда и выполняется опрессовка обсадной колонны. Пробка затем растворяется или разрушается со временем, при этом увеличивается гидравлическое сообщение между пластом и обсадной колонной ствола скважины через клапан, при этом в обсадной колонне ствола скважины создаются условия для обработки для интенсификации притока без проведения дополнительного геотехнического мероприятия в стволе скважины после опрессовки обсадной колонны.
[0008] В одном конкретном варианте осуществления пробка также функционирует как протирающий элемент для осуществления дополнительной очистки канала клапана после выполнения опрессовки. Пробка растворяется, принимая заданную форму, в которой при продавливании через седло и канал клапана пробка стирает отходы в канале клапана.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
[0009] На фиг. 1 в сечении одного конкретного варианта осуществления скважинного инструмента, раскрытого в данном документе, показан пример клапана в закрытом положении.
[0010] На фиг. 2 в сечении скважинного инструмента фиг. 1 показан клапан в одном из своих открытых положений.
[0011] На фиг. 3 в сечении скважинного инструмента фиг. 1 показана пробка, установленная на седло над клапаном так, что можно выполнять опрессовку обсадной колонны.
[0012] На фиг. 4 в сечении скважинного инструмента фиг. 1 показан скважинный инструмент в положении для проведения обработки для интенсификации притока после выполнения опрессовки и растворения пробки, показанной на фиг. 3.
[0013] На фиг. 5 показано сечение конкретного варианта осуществления пробки, раскрытой в данном документе.
[0014] На фиг. 6 показан вид сбоку протирающего цементировочного элемента, показанного на фиг. 5.
[0015] Изобретение описано ниже для предпочтительных вариантов осуществления; следует понимать, что описание не ограничивает изобретение данными вариантами осуществления. Напротив, изобретение охватывает все альтернативы, модификации и эквиваленты, которые соответствуют сущности и объему изобретения, определенному в прилагаемой формуле изобретения.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0016] В показанном на фиг. 1-4 одном конкретном варианте осуществления скважинный инструмент 30 содержит клапан 40 и устройство 70 дросселирования канала, показанное в виде шарового седла на фиг. 1-4. На фиг. 1 показан клапан 40 в закрытом положении, и фиг. 2-4 показывают клапан 40, приведенный в открытое положение.
[0017] Клапан 40 включает в себя нижний, снабженный окнами кожух 44 с окнами 46 гидравлического сообщения и верхний корпус 48. Герметичность клапана 40 поддерживается с помощью корпусных уплотнений 41. Корпусные установочные винты 47 удерживают корпусные соединительные резьбы 43 от развинчивания во время установки. Между нижним, снабженным окнами кожухом 44 и верхним корпусом 48 вставлена внутренняя сдвигающаяся муфта 50. Внутренняя сдвигающаяся муфта 50 имеет несколько диаметров, которые создают площади поршня для создания сдвигающих сил, открывающих клапан 40. Изолирующие окна уплотнения 45, расположенные на нижнем конце внутренней сдвигающейся муфты 50, и нижние внутренние поршневые уплотнения 65 канала над окнами 46 гидравлического сообщения действуют вместе, изолируя внутреннее пространство клапана 40 во время и после цементирования. Изолирующие окна уплотнения 45 и нижние поршневые уплотнения 65 внутреннего канала работают в своих соответствующих полированных каналах 55, 57 в нижнем, снабженном окнами кожухе 44. Увеличенные промежуточные поршневые уплотнения 52 внутреннего канала используются при продвижении вверх внутренней сдвигающейся муфты 50 вдоль верхнего внутреннего полированного канала 53 в нижнем, снабженном окнами кожухе 44 после разрушения разрывной мембраны 42.
[0018] Верхние наружные поршневые штоковые уплотнения 59, расположенные в верхнем корпусе 48, действуют, предотвращая вход цемента в верхнюю атмосферную камеру 62, и протирают диаметр за пределами верхнего полированного канала 61 верхней муфты во время открытия клапана 40. Внутренняя сдвигающаяся муфта 50 также имеет уступ 54, который срезает срезной болт 56 во время сдвига, открывающего внутреннюю сдвигающуюся муфту 50. Наружный паз 63 удержания блокирующего кольца муфты расположен между внутренними уплотнениями 52 канала и диаметром верхнего полированного канала 61 муфты. Паз 63 удержания блокирующего кольца принимает блокирующее кольцо 69 муфты, которое удерживается захватом 67 блокирующего кольца после полного открытия клапана 40. Таким образом, блокирующее кольцо 69 муфты предотвращает закрытие внутренней сдвигающейся муфты 50 после открытия клапана 40 (фиг. 2-4).
[0019] Между нижними внутренними поршневыми уплотнениями 65 канала и промежуточными поршневыми уплотнениями 52 канала расположена нижняя атмосферная камера 58, содержащая воздух, которую можно независимо опрессовывать через нижний опрессовочный штуцер 60. Между промежуточными внутренними поршневыми уплотнениями 52 канала и верхними наружными поршневыми штоковыми уплотнениями 59 расположена верхняя атмосферная камера 62, также содержащая воздух, которую можно независимо опрессовывать через верхнее опрессовочное окно 64. Разрушающаяся или разрывная мембрана 42 удерживается на месте в окне, расположенном с наружной стороны внутренней сдвигающейся муфты 50 нагруженным кольцом 66 и нагруженной гайкой 68. Нагруженная гайка 68 разрывной мембраны подобрана обеспечивающей передачу значительного крутящего момента и нагрузки в разрывную мембрану 42 перед установкой внутренней сдвигающейся муфты 50 в клапан 40.
[0020] Специалисту в данной области техники понятно, что использование разрывной мембраны для освобождения поршня является просто предпочтительным способом и в общем более точным, чем исключительное применение среза срезного штифта. Клапан регулирования давления можно использовать для такого селективного подключения, так же как вступающий в химическую реакцию барьер, устраняющийся в присутствии заданного вещества или энергетического поля, температуры в скважине или другого скважинного условия, например, для перемещения муфты. Разрушающиеся или разрывные мембраны 42 также можно заменить любой другой регулирующей давление пробкой, известной в технике, например такой, как раскрыта и предложена в патентной заявке США, серийный № 13/286775, зарегистрированной 1 ноября 2011 г., под названием "Frangible Pressure Control Plug, Actuatable Tool, Including Plug, and Method Thereof", полностью включенной в данном документе в виде ссылки.
[0021] После разрушения разрывной мембраны 42 давление в нижней камере 58 сравнивается со скважинным давлением так, что прогиб стенки в данном месте минимизирован. Перед разрывом разрывной мембраны 42 размер нижней камеры 58 достаточно мал, что исключает прогиб стенки муфты в данной зоне. Использование большого контактного участка для опирания промежуточных внутренних поршневых уплотнений 52 канала также упрочняет внутреннюю сдвигающуюся муфту 50 непосредственно под верхней камерой 62, таким образом по меньшей мере уменьшая прогиб или искривление, которые могут защемлять внутреннюю сдвигающуюся муфту 50 до завершения ее сдвига. Несколько больший размер наружных поршневых штоковых уплотнений 59 в сравнении с изолирующими окна уплотнениями 45, которые удерживают внутреннюю сдвигающуюся муфту 50 закрытой вначале, также обеспечивают увеличенную толщину стенки для внутренней сдвигающейся муфты 50 вблизи верхней камеры 62 для дополнительного по меньшей мере уменьшения изгиба или искривления, обеспечивающего внутренней сдвигающейся муфте 50 полный сдвиг без заклинивания.
[0022] Промежуточные внутренние поршневые уплотнения 52 канала могут являться интегральными с внутренней сдвигающейся муфтой 50 или представлять собой отдельную конструкцию. Верхняя камера 62 имеет начальное давление, равное атмосферному или заданной величине меньше расчетного гидростатического давления во внутренней сдвигающейся муфте 50. Объем верхней камеры 62 уменьшается, и внутреннее давление в ней поднимается, когда внутренняя сдвигающаяся муфта 50 перемещается для открытия окон 46.
[0023] Шаровое гнездо 70 крепится к верхнему концу клапана 40 с помощью любого устройства или способа известной техники, например резьбовым соединением. Шаровое гнездо 70 содержит верхний конец 71, нижний конец 72, который крепится к клапану 40, и внутреннюю поверхность 73 стенки, образующую канал 74. Седло 75 расположено на внутренней поверхности 73 стенки для приема пробки, такой как шар 80, показанный на фиг. 3.
[0024] В работе скважинный инструмент 30 соединяется с обсадной колонной верхним и нижним концами и спускается в открытый ствол для заканчивания с цементированием непосредственно над башмаком с обратным клапаном. После установки в стволе скважины на нужном месте скважинный инструмент 30 цементируется в скважине.
[0025] После цементирования проводится промывка для удаления отходов из пути потока через клапан 40. Промывку можно выполнять, прокачивая текучую среду через скважинный инструмент 30, вымывая любые отходы, оставшиеся от цементирования. В дополнение или альтернативно верхнюю цементировочную пробку можно спускать вниз по каналу обсадной колонны, мимо седла 75 и через канал клапана 40 для снятия с них отходов, включающих в себя оставшийся цемент.
[0026] После затвердевания цемента снаружи клапана 40 клапан готов к открытию с помощью комбинации высокого гидростатического и нагнетаемого давления. По достижении критического давления разрывная мембрана 42 разрушается и открывает нижнюю атмосферную камеру 58 абсолютному давлению в скважине. Данное давление действует на площадь поршня, созданную нижними внутренними поршневыми уплотнениями 65 канала и более крупными внутренними поршневыми уплотнениями 52 канала, и перемещает внутреннюю сдвигающуюся муфту 50 вверх, сжимая воздух в верхней атмосферной камере 62 и открывая окна 46 гидравлического сообщения на снабженном окнами кожухе 44. Таким образом, объем верхней камеры 62 уменьшается и внутреннее давление в ней возрастает, когда внутренняя сдвигающаяся муфта 50 перемещается для открытия окон 46.
[0027] Когда внутренняя сдвигающаяся муфта 50 полностью сдвигается и входит в контакт с обращенным вниз уступом на захвате 67 блокирующего кольца, блокирующее кольцо 69 муфты входит в паз 63 удержания блокирующего кольца муфты на внутренней сдвигающейся муфте 50, предотвращая последующее закрытие клапана 40.
[0028] После разрушения разрывной мембраны 42 абсолютное давление в скважине действует на поршневые уплотнения 52 и поршневые уплотнения 65, непрерывно толкая муфту 50 вверх и действуя как резервный блокирующий элемент, предотвращающий последующее закрытие клапана 40.
[0029] С открытием клапана 40 устанавливается гидравлическое сообщение между каналом скважинного инструмента 30 и обсадной колонной ствола скважины и, следовательно, пластом ствола скважины или окружающей скважину средой. Затем можно выполнять опрессовку обсадной колонны. Для опрессовки пробка 80 спускается в обсадную колонну и встает на седло 75 шарового гнезда 70 (фиг. 3). Затем выполняется опрессовка. При условии успешной опрессовки в стволе скважины принимают решение проводить обработку для интенсификации притока. Вместе с тем пробка 80 остается на седле 75. Пробка 80 удаляется из седла 75 через некоторое время вследствие растворения по меньшей мере части пробки 80. После достаточного растворения пробки 80, при котором давление текучей среды, действующее вниз на пробку 80, может протолкнуть пробку 80 через седло 75 и через канал клапана 40, гидравлическое сообщение между обсадной колонной и пластом увеличивается так, что можно выполнять обработку для интенсификации притока. Таким образом, после установки пробки 80 на седло 75 и выполнения опрессовки не требуется дополнительного геотехнического мероприятия в стволе скважины для создания в обсадной колонне условий для обработки для интенсификации притока.
[0030] В некоторых вариантах осуществления пробка 80 полностью растворяется. В других вариантах осуществления пробка 80 частично растворяется перед проходом через седло 75 и через канал клапана 40. В других вариантах осуществления часть пробки 80 выполняется из нерастворимого материала. Растворение части или всей пробки 80 может выполняться для пробки 80, выполненной по меньшей мере частично из растворимого материала. "Растворимый" означает, что материал способен растворяться в текучей среде или растворителе, размещенном в обсадной колонне ствола скважины. "Растворимый" следует понимать охватывающим термины "разрушающийся" и "разлагающийся". Аналогично термины "растворенный" и "растворение" также интерпретируются включающими в себя "разрушенный" и "разложившийся" и "разрушение" и "разложение" соответственно. Растворимый материал может являться любым материалом, известным специалистам в данной области техники, который может растворяться, разрушаться или разлагаться с течением некоторого времени под действием температуры или текучей среды, такой как буровые растворы на водной основе, буровые растворы на углеводородной основе или природный газ, и который можно калибровать так, что величина времени, требуемого для растворения растворимого материала, является известной или легко определяется без лишнего экспериментирования. Подходящие растворимые материалы включают в себя контролируемые электролитические металлические наноструктурные материалы, примеры которых раскрыты в заявках U.S. Patent Application Serial No. 12/633682, зарегистрирована 8 декабря 2009 г. (U.S. Patent Publication No. 2011/0132143), U.S. Patent Application Serial No. 12/633,686, зарегистрирована 8 декабря 2009 г. (U.S. Patent Publication No. 2011/0135953), U.S. Patent Application Serial No. 12/633,678, зарегистрирована 8 декабря 2009 г. (U.S. Patent Publication No. 2011/0136707), U.S. Patent Application Serial No. 12/633,683, зарегистрирована 8 декабря 2009 г. (U.S. Patent Publication No. 2011/0132612), U.S. Patent Application Serial No. 12/633,668, зарегистрирована 8 декабря 2009 г. (U.S. Patent Publication No. 2011/0132620), U.S. Patent Application Serial No. 12/633,677, зарегистрирована 8 декабря 2009 г. (U.S. Patent Publication No. 2011/0132621), и U.S. Patent Application Serial No. 12/633,662, зарегистрирована 8 декабря 2009 г. (U.S. Patent Publication No. 2011/0132619), все полностью включены в данном документе в виде ссылки.
[0031] Дополнительные подходящие растворимые материалы включают в себя полимеры и биологически разрушаемые полимеры, например полимеры на основе поливинилового спирта, такие как полимер HYDROCENEТМ, серийно производимый и поставляемый Idroplax, S.r.l., Altopascia, Italy, полилактид ("PLA") полимер 4060D, поставляемый Nature-WorksТМ, division, Cargill Dow LLC; TLF-6267 полигликолевая кислота ("PGA"), поставляемая DuPont Specialty Chemicals; поликапролактамы и смеси PLA и PGA; твердые кислоты, такие как сульфаминовая кислота, трихлоруксусная кислота и лимонная кислота, удерживаемые вместе парафином или другим подходящим связующим материалом; полиэтилен гомополимеры и твердые парафины; полиалкилен оксиды, такие как полиэтилен оксиды, и полиалкилен гликоли, такие как полиэтилен гликоли. Данные полимеры могут являться предпочтительными в буровых растворах на водной основе, поскольку медленно растворяются в воде.
[0032] В калибровании скорости растворения растворимого материала 40 в общем скорость зависит от молекулярной массы полимеров. Приемлемые скорости растворения можно получить при молекулярной массе в диапазоне 100000-7000000. Таким образом, скорости растворения для температур в диапазоне 50°C-250°C могут разрабатываться на основе приемлемой молекулярной массы или смеси с приемлемыми молекулярными массами.
[0033] В показанном на фиг. 5-6 альтернативном варианте осуществления пробка 180 имеет начальную форму (фиг. 5), выполненную с возможностью установки на седло 75 для дросселирования потока текучей среды, проходящего через седло 75, и новую или вторую форму (фиг. 6), удовлетворяющую требованиям работы верхнего цементировочного элемента при его проходе через седло 75, и/или через канал клапана 40, и/или канал внутренней сдвигающейся муфты 50 после частичного или полного растворения растворимого материала 181 пробки 180. В данном варианте осуществления пробка 180 включает в себя протирающий цементировочный элемент 190, заключенный в капсулу из растворимого материала 181. Протирающий цементировочный элемент 190 можно выполнять из нерастворимого материала 191 или второго материала, растворяющегося медленнее растворимого материала 181. После достаточного растворения растворимого материала 181 протирающий цементировочный элемент 190 может проталкиваться через седло 75 и/или через канал клапана 40 и/или канал внутренней сдвигающейся муфты 50. При этом протирающий цементировочный элемент 190 стирает или счищает отходы, отложившиеся на данных поверхностях. Таким образом, механическую очистку клапана можно выполнять после опрессовки без дополнительного геотехнического мероприятия в стволе скважины.
[0034] Как рассмотрено выше, пробки 80, 180 можно выполнять полностью из одного или нескольких растворимых материалов, или пробки 80, 180 можно выполнять частично из одного или нескольких растворимых материалов. В первом варианте осуществления пробки 80, 180 должны полностью растворяться и поток текучей среды, проходящий через клапан 40 в окружающей скважину среде, должен увеличиваться. В последнем варианте осуществления после растворения пробки 80, 180 могут иметь новую или вторую форму, отличающуюся от начальной формы пробки 80, дросселировавшей поток текучей среды, проходящий через седло 75. Пробка 80 новой формы может либо проваливаться через клапан 40 как отходы или может осуществлять протирку или очистку канала клапана 40 оставшейся частью (частями) пробок 80, 180. Таким образом, пробки 80, 180 могут удалять отходы, отложившиеся в канале клапана при увеличении гидравлического сообщения между обсадной колонной ствола скважины и окружающей скважину средой. В данных вариантах осуществления как увеличение гидравлического сообщения между обсадной колонной ствола скважины и окружающей скважину средой после удаления пробок 80, 180, так и механическая очистка канала клапана проходят без дополнительного геотехнического мероприятия в стволе скважины.
[0035] Следует понимать, что изобретение не ограничено конкретными деталями конструкции и работы, конкретными материалами или показанными и описанными вариантами осуществления; модификации и эквиваленты должны быть ясны специалисту в данной области техники. Например, протирающий цементировочный элемент может иметь любую требуемую форму для прохода через клапан для удаления отходов, отложившихся в канале клапана и/или внутри сдвигающейся муфты. В дополнение протирающий цементировочный элемент можно выполнять из нерастворимого материала или другого растворимого материала. Кроме того, от клапана не требуется иметь конструкции, раскрытые в данном документе, также от клапана не требуется работа, раскрытая в данном документе. Дополнительно шаровые седла, раскрытые в данном документе, можно модифицировать, как требуется или необходимо для дросселирования потока текучей среды, проходящего через обсадную колонну ствола скважины.
Кроме того, растворимые материалы, не раскрытые в данном документе, можно использовать вместо раскрытых в данном документе. Соответственно изобретение ограничено только объемом прилагаемой формулы изобретения.
Claims (30)
1. Способ обработки окружающей скважину среды для интенсификации притока, содержащий следующие этапы, на которых осуществляют:
(a) цементирование обсадной колонны ствола скважины в стволе скважины, причем обсадная колонна ствола скважины содержит клапан, расположенный ниже устройства дросселирования текучей среды, причем устройство дросселирования текучей среды содержит трубный элемент с седлом, расположенным в канале трубного элемента, и пробку для установки на седло;
(b) открытие клапана для установления гидравлического сообщения обсадной колонны ствола скважины с окружающей скважину средой;
(c) установку пробки на седло для дросселирования гидравлического сообщения между обсадной колонной ствола скважины и окружающей скважину средой;
(d) выполнение опрессовки обсадной колонны ствола скважины;
(e) без дополнительного геотехнического мероприятия в стволе скважины удаление части пробки, обеспечивая увеличение гидравлического сообщения между обсадной колонной ствола скважины и окружающей скважину средой; и
(f) выполнение обработки для интенсификации притока в окружающей скважину среде.
2. Способ по п. 1, в котором во время этапа (e) пробку продавливают вниз через седло и через канал клапана, обеспечивая удаление отходов из канала клапана.
3. Способ по п. 2, в котором во время этапа (e) пробка растворяется, меняя первую форму на вторую форму, причем вторую форму образует нерастворимый материал.
4. Способ по п. 3, в котором вторая форма содержит протирающий элемент.
5. Способ по п. 1, в котором клапан открывается во время этапа (b) давлением текучей среды, приводящим в действие клапан.
6. Способ обработки окружающей скважину среды для интенсификации притока, содержащий следующие этапы, на которых осуществляют:
(a) цементирование обсадной колонны ствола скважины в стволе скважины, причем обсадная колонна ствола скважины содержит скважинный инструмент с клапаном, расположенным ниже устройства дросселирования текучей среды, причем устройство дросселирования текучей среды содержит трубный элемент с седлом, расположенным в канале трубного элемента, и пробку для установки на седло, причем пробка содержит растворимый материал;
(b) открытие клапана для установления гидравлического сообщения обсадной колонны ствола скважины с окружающей скважину средой;
(c) установку пробки на седло для дросселирования гидравлического сообщения между обсадной колонной ствола скважины и окружающей скважину средой;
(d) выполнение опрессовки обсадной колонны ствола скважины;
(e) растворение части пробки, обеспечивая увеличение гидравлического сообщения между обсадной колонной ствола скважины и окружающей скважину средой; и
(f) выполнение обработки для интенсификации притока в окружающей скважину среде.
7. Способ по п. 6, в котором во время этапа (f) пробку продавливают вниз через седло и через канал клапана, обеспечивая удаление отходов из канала клапана.
8. Способ по п. 7, в котором во время этапа (f) пробка растворяется, меняя первую форму на вторую форму, причем вторую форму образует нерастворимый материал.
9. Способ по п. 8, в котором вторая форма содержит протирающий элемент.
10. Способ по п. 6, в котором клапан открывается во время этапа (b) давлением текучей среды, приводящим в действие клапан.
11. Пробка для устройства дросселирования потока текучей среды через клапан, расположенный в обсадной колонне ствола скважины, содержащая:
первый растворимый материал;
первую форму, в которой поток текучей среды дросселируется, проходя через канал клапана, расположенный в обсадной колонне ствола скважины, когда пробка встает на седло, причем седло расположено над клапаном; и
вторую форму, в которой пробка спускается через седло и канал клапана для удаления отходов, отложившихся в канале клапана, причем вторая форма получается в результате растворения части из первого растворимого материала.
12. Пробка по п. 11, в которой вторая форма образует протирающий элемент.
13. Пробка по п. 12, в которой вторая форма содержит второй растворимый материал, причем второй растворимый материал растворяют медленнее, чем первый растворимый материал.
14. Пробка по п. 11, в которой вторую форму образует нерастворимый материал.
15. Пробка по п. 14, в которой вторая форма образует протирающий элемент.
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US13/366,076 US9016388B2 (en) | 2012-02-03 | 2012-02-03 | Wiper plug elements and methods of stimulating a wellbore environment |
US13/366,076 | 2012-02-03 | ||
PCT/US2013/020946 WO2013115948A1 (en) | 2012-02-03 | 2013-01-10 | Wiper plug elements and methods of stimulating a wellbore environment |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2014132555A RU2014132555A (ru) | 2016-03-27 |
RU2615196C2 true RU2615196C2 (ru) | 2017-04-04 |
Family
ID=48901897
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2014132555A RU2615196C2 (ru) | 2012-02-03 | 2013-01-10 | Элементы протирающей цементировочной пробки и способы обработки окружающей скважину среды для интенсификации притока |
Country Status (5)
Country | Link |
---|---|
US (2) | US9016388B2 (ru) |
CN (1) | CN104204401B (ru) |
CA (1) | CA2862986C (ru) |
RU (1) | RU2615196C2 (ru) |
WO (1) | WO2013115948A1 (ru) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2717466C1 (ru) * | 2017-04-28 | 2020-03-24 | Куреха Корпорейшн | Устройство для закупоривания скважины и способ временной закупорки скважины |
RU2757383C1 (ru) * | 2020-12-10 | 2021-10-14 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь" | Способ заканчивания скважин |
Families Citing this family (38)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US9500061B2 (en) | 2008-12-23 | 2016-11-22 | Frazier Technologies, L.L.C. | Downhole tools having non-toxic degradable elements and methods of using the same |
US8342094B2 (en) * | 2009-10-22 | 2013-01-01 | Schlumberger Technology Corporation | Dissolvable material application in perforating |
US10337279B2 (en) | 2014-04-02 | 2019-07-02 | Magnum Oil Tools International, Ltd. | Dissolvable downhole tools comprising both degradable polymer acid and degradable metal alloy elements |
US10119359B2 (en) | 2013-05-13 | 2018-11-06 | Magnum Oil Tools International, Ltd. | Dissolvable aluminum downhole plug |
US10138725B2 (en) | 2013-03-07 | 2018-11-27 | Geodynamics, Inc. | Hydraulic delay toe valve system and method |
US10138709B2 (en) | 2013-03-07 | 2018-11-27 | Geodynamics, Inc. | Hydraulic delay toe valve system and method |
US10066461B2 (en) | 2013-03-07 | 2018-09-04 | Geodynamics, Inc. | Hydraulic delay toe valve system and method |
US20150369009A1 (en) * | 2013-03-07 | 2015-12-24 | Geodynamics, Inc. | Hydraulic Delay Toe Valve System and Method |
CN105705728A (zh) * | 2013-11-22 | 2016-06-22 | 塔吉特科普利森公司 | 改进的无芯轴的发射杆趾启动套筒 |
US11167343B2 (en) | 2014-02-21 | 2021-11-09 | Terves, Llc | Galvanically-active in situ formed particles for controlled rate dissolving tools |
US10758974B2 (en) | 2014-02-21 | 2020-09-01 | Terves, Llc | Self-actuating device for centralizing an object |
WO2015127177A1 (en) | 2014-02-21 | 2015-08-27 | Terves, Inc. | Manufacture of controlled rate dissolving materials |
CA2936851A1 (en) | 2014-02-21 | 2015-08-27 | Terves, Inc. | Fluid activated disintegrating metal system |
US10689740B2 (en) | 2014-04-18 | 2020-06-23 | Terves, LLCq | Galvanically-active in situ formed particles for controlled rate dissolving tools |
US20170268088A1 (en) | 2014-02-21 | 2017-09-21 | Terves Inc. | High Conductivity Magnesium Alloy |
WO2015161171A1 (en) | 2014-04-18 | 2015-10-22 | Terves Inc. | Galvanically-active in situ formed particles for controlled rate dissolving tools |
WO2016041091A1 (en) * | 2014-09-18 | 2016-03-24 | Steelhaus Technologies Inc. | Flow control valve |
US9835010B2 (en) | 2014-12-15 | 2017-12-05 | Team Oil Tools, Lp | Toe valve |
US10066467B2 (en) | 2015-03-12 | 2018-09-04 | Ncs Multistage Inc. | Electrically actuated downhole flow control apparatus |
CA2992712C (en) | 2015-07-21 | 2020-02-18 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Plugging device deployment |
US11761295B2 (en) * | 2015-07-21 | 2023-09-19 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Plugging device deployment |
WO2017066264A1 (en) | 2015-10-12 | 2017-04-20 | Cajun Services Unlimited, Llc D/B/A Spoken Manufactring | Emergency disconnect isolation valve |
US10267099B2 (en) * | 2016-03-07 | 2019-04-23 | Tejas Research & Engineering, Llc | Isolation sleeve for downhole equipment |
US10641061B2 (en) | 2016-09-23 | 2020-05-05 | Tam International, Inc. | Hydraulic port collar |
CA3012511A1 (en) | 2017-07-27 | 2019-01-27 | Terves Inc. | Degradable metal matrix composite |
US10132139B1 (en) | 2017-10-13 | 2018-11-20 | Gryphon Oilfield Solutions, Llc | Mid-string wiper plug and carrier |
US11066900B2 (en) | 2017-10-17 | 2021-07-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Removable core wiper plug |
US10260306B1 (en) | 2017-12-01 | 2019-04-16 | Gryphon Oilfield Solutions, Llc | Casing wiper plug system and method for operating the same |
US10704354B2 (en) | 2018-03-27 | 2020-07-07 | Saudi Arabian Oil Company | Zonal isolation of a subterranean wellbore |
GB2597016A (en) * | 2019-04-24 | 2022-01-12 | Westfield Engineering & Tech Ltd | Wellbore plug |
US11149523B2 (en) * | 2019-07-31 | 2021-10-19 | Vertice Oil Tools | Methods and systems for creating an interventionless conduit to formation in wells with cased hole |
US10961815B2 (en) | 2019-08-13 | 2021-03-30 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Apparatus and method for wet shoe applications |
CN110479129B (zh) * | 2019-08-27 | 2021-08-06 | 西南石油大学 | 一种可让清管球自动通过的l形静态掺混装置及方法 |
US11098557B2 (en) * | 2019-09-06 | 2021-08-24 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Liner wiper plug with rupture disk for wet shoe |
CN111075394A (zh) * | 2019-11-22 | 2020-04-28 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种井下工具可控溶解机构及其使用方法 |
CN110905437B (zh) * | 2019-12-16 | 2020-07-07 | 中国石油天然气股份有限公司西南油气田分公司工程技术研究院 | 一种可溶堵头 |
US20220381114A1 (en) * | 2021-05-26 | 2022-12-01 | Saudi Arabian Oil Company | Degradable downhole disk |
US11867019B2 (en) | 2022-02-24 | 2024-01-09 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Apparatus and method for pressure testing in wet shoe applications |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU1745896A1 (ru) * | 1990-07-16 | 1992-07-07 | Азербайджанский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Устройство дл цементировани скважин |
RU2083806C1 (ru) * | 1994-12-28 | 1997-07-10 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Способ заканчивания скважины |
US6966368B2 (en) * | 2003-06-24 | 2005-11-22 | Baker Hughes Incorporated | Plug and expel flow control device |
US7096949B2 (en) * | 2003-09-04 | 2006-08-29 | Msi Machineering Solutions Inc. | Wiper plug with packer |
US7350582B2 (en) * | 2004-12-21 | 2008-04-01 | Weatherford/Lamb, Inc. | Wellbore tool with disintegratable components and method of controlling flow |
Family Cites Families (185)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US1883071A (en) | 1928-12-14 | 1932-10-18 | Doheny Stone Drill Co | Lockable safety joint |
US2117539A (en) | 1936-07-06 | 1938-05-17 | Samuel J Bienstock | Mailing device |
US2117534A (en) | 1936-10-10 | 1938-05-17 | Baker Oil Tools Inc | Well cementing device |
US2769454A (en) | 1954-01-13 | 1956-11-06 | Modern Faucet Mfg Co | Pressure control fittings |
US2829719A (en) | 1954-04-02 | 1958-04-08 | Baker Oil Tools Inc | Variable orifice casing filling apparatus |
US2822757A (en) | 1955-03-07 | 1958-02-11 | Kobe Inc | Two-zone pumping system and method |
US2857972A (en) | 1955-08-12 | 1958-10-28 | Baker Oil Tools Inc | Well bore packer |
US3013612A (en) | 1957-09-13 | 1961-12-19 | Phillips Petroleum Co | Casing bottom fill device |
US2973006A (en) | 1957-09-30 | 1961-02-28 | Koehring Co | Flow control device |
US3007527A (en) | 1958-01-27 | 1961-11-07 | Koehring Co | Flow control device |
US3043903A (en) | 1958-05-08 | 1962-07-10 | Gen Electric | Hydrostatic lead seal and method of making same |
US3090442A (en) | 1958-10-24 | 1963-05-21 | Cicero C Brown | Device for supporting a closure within a well pipe |
US3211232A (en) * | 1961-03-31 | 1965-10-12 | Otis Eng Co | Pressure operated sleeve valve and operator |
US3220481A (en) | 1962-01-12 | 1965-11-30 | Baker Oil Tools Inc | Apparatus for automatically filling conduit strings |
US3220491A (en) | 1963-12-17 | 1965-11-30 | Schlumberger Well Surv Corp | Core taker devices |
US3566964A (en) | 1967-11-09 | 1971-03-02 | James B Ringgold | Mud saver for drilling rigs |
US3510103A (en) | 1968-02-28 | 1970-05-05 | Anthony J Carsello | Valve and seal therefor |
US3503445A (en) | 1968-04-16 | 1970-03-31 | Exxon Production Research Co | Well control during drilling operations |
US3667505A (en) | 1971-01-27 | 1972-06-06 | Cook Testing Co | Rotary ball valve for wells |
US3727635A (en) | 1971-07-12 | 1973-04-17 | T Todd | Pressure compensating trickle rate fluid outlet |
US3776258A (en) | 1972-03-20 | 1973-12-04 | B & W Inc | Well pipe valve |
US3901315A (en) | 1974-04-11 | 1975-08-26 | Del Norte Technology | Downhole valve |
CA1087519A (en) | 1977-04-25 | 1980-10-14 | Michael B. Calhoun | Well tools |
US4114694A (en) | 1977-05-16 | 1978-09-19 | Brown Oil Tools, Inc. | No-shock pressure plug apparatus |
US4194566A (en) | 1978-10-26 | 1980-03-25 | Union Oil Company Of California | Method of increasing the permeability of subterranean reservoirs |
FR2448092A1 (fr) | 1979-02-02 | 1980-08-29 | Commissariat Energie Atomique | Dispositif demontable de raccordement de canalisations et application au montage d'une vanne entre deux canalisations |
US4292988A (en) | 1979-06-06 | 1981-10-06 | Brown Oil Tools, Inc. | Soft shock pressure plug |
US4291722A (en) | 1979-11-02 | 1981-09-29 | Otis Engineering Corporation | Drill string safety and kill valve |
US4314608A (en) | 1980-06-12 | 1982-02-09 | Tri-State Oil Tool Industries, Inc. | Method and apparatus for well treating |
US4374543A (en) | 1980-08-19 | 1983-02-22 | Tri-State Oil Tool Industries, Inc. | Apparatus for well treating |
US4390065A (en) | 1980-08-19 | 1983-06-28 | Tri-State Oil Tool Industries, Inc. | Apparatus for well treating |
US4448216A (en) | 1982-03-15 | 1984-05-15 | Otis Engineering Corporation | Subsurface safety valve |
US4576234A (en) | 1982-09-17 | 1986-03-18 | Schlumberger Technology Corporation | Full bore sampler valve |
US4478279A (en) | 1982-10-12 | 1984-10-23 | Hydril Company | Retrievable inside blowout preventer valve apparatus |
US4537255A (en) | 1983-06-22 | 1985-08-27 | Jet Research Center, Inc. | Back-off tool |
US4520870A (en) | 1983-12-27 | 1985-06-04 | Camco, Incorporated | Well flow control device |
US4510994A (en) | 1984-04-06 | 1985-04-16 | Camco, Incorporated | Pump out sub |
US4537383A (en) | 1984-10-02 | 1985-08-27 | Otis Engineering Corporation | Valve |
US4583593A (en) * | 1985-02-20 | 1986-04-22 | Halliburton Company | Hydraulically activated liner setting device |
US4669538A (en) | 1986-01-16 | 1987-06-02 | Halliburton Company | Double-grip thermal expansion screen hanger and running tool |
JPS63162434A (ja) | 1986-12-25 | 1988-07-06 | 株式会社 東京自働機械製作所 | 包装材繰出し装置における包装材の交換装置 |
SE456597B (sv) | 1987-02-12 | 1988-10-17 | Scandot System Ab | Anordning vid ett ventilarrangemang for utmatning av vetska hos en vetskestralskrivare |
US4729432A (en) | 1987-04-29 | 1988-03-08 | Halliburton Company | Activation mechanism for differential fill floating equipment |
US4915172A (en) | 1988-03-23 | 1990-04-10 | Baker Hughes Incorporated | Method for completing a non-vertical portion of a subterranean well bore |
US4828037A (en) | 1988-05-09 | 1989-05-09 | Lindsey Completion Systems, Inc. | Liner hanger with retrievable ball valve seat |
US4862966A (en) | 1988-05-16 | 1989-09-05 | Lindsey Completion Systems, Inc. | Liner hanger with collapsible ball valve seat |
US4823882A (en) | 1988-06-08 | 1989-04-25 | Tam International, Inc. | Multiple-set packer and method |
US4893678A (en) * | 1988-06-08 | 1990-01-16 | Tam International | Multiple-set downhole tool and method |
US5056599A (en) | 1989-04-24 | 1991-10-15 | Walter B. Comeaux, III | Method for treatment of wells |
US4991654A (en) | 1989-11-08 | 1991-02-12 | Halliburton Company | Casing valve |
US4949788A (en) | 1989-11-08 | 1990-08-21 | Halliburton Company | Well completions using casing valves |
US5156220A (en) * | 1990-08-27 | 1992-10-20 | Baker Hughes Incorporated | Well tool with sealing means |
DE4206331A1 (de) | 1991-03-05 | 1992-09-10 | Exxon Production Research Co | Kugelabdichtungen und verwendung derselben zur bohrlochbehandlung |
NO305810B1 (no) | 1991-06-14 | 1999-07-26 | Baker Hughes Inc | Trekk-utl°seranordning for anvendelse i et br°nnhull, samt fremgangsmÕte for plassering av et fluiddrevet br°nnhull - i et br°nnhull |
US5146992A (en) | 1991-08-08 | 1992-09-15 | Baker Hughes Incorporated | Pump-through pressure seat for use in a wellbore |
US5413180A (en) | 1991-08-12 | 1995-05-09 | Halliburton Company | One trip backwash/sand control system with extendable washpipe isolation |
US5244044A (en) | 1992-06-08 | 1993-09-14 | Otis Engineering Corporation | Catcher sub |
US5246203A (en) | 1992-06-29 | 1993-09-21 | M&M Supply Co. | Oilfield valve |
US5623993A (en) | 1992-08-07 | 1997-04-29 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for sealing and transfering force in a wellbore |
US5335727A (en) | 1992-11-04 | 1994-08-09 | Atlantic Richfield Company | Fluid loss control system for gravel pack assembly |
US5297580A (en) | 1993-02-03 | 1994-03-29 | Bobbie Thurman | High pressure ball and seat valve with soft seal |
US5333689A (en) | 1993-02-26 | 1994-08-02 | Mobil Oil Corporation | Gravel packing of wells with fluid-loss control |
US6026903A (en) | 1994-05-02 | 2000-02-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Bidirectional disappearing plug |
US5479986A (en) | 1994-05-02 | 1996-01-02 | Halliburton Company | Temporary plug system |
US5765641A (en) | 1994-05-02 | 1998-06-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Bidirectional disappearing plug |
US5501276A (en) | 1994-09-15 | 1996-03-26 | Halliburton Company | Drilling fluid and filter cake removal methods and compositions |
US5558153A (en) | 1994-10-20 | 1996-09-24 | Baker Hughes Incorporated | Method & apparatus for actuating a downhole tool |
GB9425240D0 (en) | 1994-12-14 | 1995-02-08 | Head Philip | Dissoluable metal to metal seal |
US5845711A (en) | 1995-06-02 | 1998-12-08 | Halliburton Company | Coiled tubing apparatus |
US5607017A (en) | 1995-07-03 | 1997-03-04 | Pes, Inc. | Dissolvable well plug |
US5649597A (en) * | 1995-07-14 | 1997-07-22 | Halliburton Company | Differential pressure test/bypass valve and method for using the same |
GB9603677D0 (en) | 1996-02-21 | 1996-04-17 | Ocre Scotland Ltd | Downhole apparatus |
US5810084A (en) | 1996-02-22 | 1998-09-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Gravel pack apparatus |
US5954133A (en) | 1996-09-12 | 1999-09-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of completing wells utilizing wellbore equipment positioning apparatus |
US6003607A (en) | 1996-09-12 | 1999-12-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore equipment positioning apparatus and associated methods of completing wells |
US6382234B1 (en) | 1996-10-08 | 2002-05-07 | Weatherford/Lamb, Inc. | One shot valve for operating down-hole well working and sub-sea devices and tools |
US5813483A (en) | 1996-12-16 | 1998-09-29 | Latham; James A. | Safety device for use on drilling rigs and process of running large diameter pipe into a well |
GB9702266D0 (en) | 1997-02-04 | 1997-03-26 | Specialised Petroleum Serv Ltd | A valve device |
US6062310A (en) | 1997-03-10 | 2000-05-16 | Owen Oil Tools, Inc. | Full bore gun system |
US5960881A (en) | 1997-04-22 | 1999-10-05 | Jerry P. Allamon | Downhole surge pressure reduction system and method of use |
US6397950B1 (en) | 1997-11-21 | 2002-06-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and method for removing a frangible rupture disc or other frangible device from a wellbore casing |
US6079496A (en) | 1997-12-04 | 2000-06-27 | Baker Hughes Incorporated | Reduced-shock landing collar |
US5992289A (en) | 1998-02-17 | 1999-11-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Firing head with metered delay |
US6076600A (en) | 1998-02-27 | 2000-06-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Plug apparatus having a dispersible plug member and a fluid barrier |
US6050340A (en) | 1998-03-27 | 2000-04-18 | Weatherford International, Inc. | Downhole pump installation/removal system and method |
US6189618B1 (en) * | 1998-04-20 | 2001-02-20 | Weatherford/Lamb, Inc. | Wellbore wash nozzle system |
GB9819965D0 (en) | 1998-09-15 | 1998-11-04 | Expro North Sea Ltd | Improved ball valve |
US6161622A (en) | 1998-11-02 | 2000-12-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Remote actuated plug method |
US6220350B1 (en) | 1998-12-01 | 2001-04-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | High strength water soluble plug |
US6155350A (en) | 1999-05-03 | 2000-12-05 | Baker Hughes Incorporated | Ball seat with controlled releasing pressure and method setting a downhole tool ball seat with controlled releasing pressure and method setting a downholed tool |
US6279656B1 (en) | 1999-11-03 | 2001-08-28 | Santrol, Inc. | Downhole chemical delivery system for oil and gas wells |
US6390200B1 (en) | 2000-02-04 | 2002-05-21 | Allamon Interest | Drop ball sub and system of use |
US6293517B1 (en) | 2000-02-28 | 2001-09-25 | John D. McKnight | Ball valve having convex seat |
NO20001801L (no) | 2000-04-07 | 2001-10-08 | Total Catcher Offshore As | Anordning ved testplugg |
GB0016595D0 (en) | 2000-07-07 | 2000-08-23 | Moyes Peter B | Deformable member |
US6530574B1 (en) | 2000-10-06 | 2003-03-11 | Gary L. Bailey | Method and apparatus for expansion sealing concentric tubular structures |
US6668933B2 (en) | 2000-10-23 | 2003-12-30 | Abb Vetco Gray Inc. | Ball valve seat and support |
US6457517B1 (en) | 2001-01-29 | 2002-10-01 | Baker Hughes Incorporated | Composite landing collar for cementing operation |
GB0104380D0 (en) | 2001-02-22 | 2001-04-11 | Lee Paul B | Ball activated tool for use in downhole drilling |
US6684950B2 (en) * | 2001-03-01 | 2004-02-03 | Schlumberger Technology Corporation | System for pressure testing tubing |
US6547007B2 (en) | 2001-04-17 | 2003-04-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | PDF valve |
US6634428B2 (en) | 2001-05-03 | 2003-10-21 | Baker Hughes Incorporated | Delayed opening ball seat |
GB0116645D0 (en) | 2001-07-07 | 2001-08-29 | Rastegar Gholam H | Liner brushing and conditioning tool |
US6779600B2 (en) | 2001-07-27 | 2004-08-24 | Baker Hughes Incorporated | Labyrinth lock seal for hydrostatically set packer |
US6681849B2 (en) | 2001-08-22 | 2004-01-27 | Baker Hughes Incorporated | Downhole packer system utilizing electroactive polymers |
US6763892B2 (en) * | 2001-09-24 | 2004-07-20 | Frank Kaszuba | Sliding sleeve valve and method for assembly |
US20030141064A1 (en) | 2002-01-31 | 2003-07-31 | Roberson James David | Method and apparatus for fracing earth formations surrounding a wellbore |
US6666273B2 (en) | 2002-05-10 | 2003-12-23 | Weatherford/Lamb, Inc. | Valve assembly for use in a wellbore |
US6834726B2 (en) | 2002-05-29 | 2004-12-28 | Weatherford/Lamb, Inc. | Method and apparatus to reduce downhole surge pressure using hydrostatic valve |
US6866100B2 (en) | 2002-08-23 | 2005-03-15 | Weatherford/Lamb, Inc. | Mechanically opened ball seat and expandable ball seat |
US6848511B1 (en) | 2002-12-06 | 2005-02-01 | Weatherford/Lamb, Inc. | Plug and ball seat assembly |
US9682425B2 (en) | 2009-12-08 | 2017-06-20 | Baker Hughes Incorporated | Coated metallic powder and method of making the same |
US8327931B2 (en) | 2009-12-08 | 2012-12-11 | Baker Hughes Incorporated | Multi-component disappearing tripping ball and method for making the same |
US8297364B2 (en) | 2009-12-08 | 2012-10-30 | Baker Hughes Incorporated | Telescopic unit with dissolvable barrier |
US9101978B2 (en) | 2002-12-08 | 2015-08-11 | Baker Hughes Incorporated | Nanomatrix powder metal compact |
US9109429B2 (en) | 2002-12-08 | 2015-08-18 | Baker Hughes Incorporated | Engineered powder compact composite material |
US9079246B2 (en) | 2009-12-08 | 2015-07-14 | Baker Hughes Incorporated | Method of making a nanomatrix powder metal compact |
US8403037B2 (en) | 2009-12-08 | 2013-03-26 | Baker Hughes Incorporated | Dissolvable tool and method |
US6920930B2 (en) | 2002-12-10 | 2005-07-26 | Allamon Interests | Drop ball catcher apparatus |
US7021389B2 (en) | 2003-02-24 | 2006-04-04 | Bj Services Company | Bi-directional ball seat system and method |
GB2415725B (en) | 2003-04-01 | 2007-09-05 | Specialised Petroleum Serv Ltd | Downhole tool |
US6926086B2 (en) | 2003-05-09 | 2005-08-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for removing a tool from a well |
US20090107684A1 (en) | 2007-10-31 | 2009-04-30 | Cooke Jr Claude E | Applications of degradable polymers for delayed mechanical changes in wells |
US20040231845A1 (en) | 2003-05-15 | 2004-11-25 | Cooke Claude E. | Applications of degradable polymers in wells |
DE10332347B3 (de) | 2003-07-16 | 2005-05-19 | Brueninghaus Hydromatik Gmbh | Einschraubbares Rückschlagventil |
US20050061372A1 (en) | 2003-09-23 | 2005-03-24 | Mcgrath Dennis P. | Pressure regulator assembly |
US7051813B2 (en) | 2003-10-15 | 2006-05-30 | Kirby Hayes Incorporated | Pass through valve and stab tool |
US7461699B2 (en) | 2003-10-22 | 2008-12-09 | Baker Hughes Incorporated | Method for providing a temporary barrier in a flow pathway |
US7290604B2 (en) | 2003-11-04 | 2007-11-06 | Evans Robert W | Downhole tool with pressure balancing |
US7316274B2 (en) * | 2004-03-05 | 2008-01-08 | Baker Hughes Incorporated | One trip perforating, cementing, and sand management apparatus and method |
US20050126638A1 (en) | 2003-12-12 | 2005-06-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Check valve sealing arrangement |
US7044230B2 (en) | 2004-01-27 | 2006-05-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for removing a tool from a well |
US7168494B2 (en) | 2004-03-18 | 2007-01-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Dissolvable downhole tools |
US7353879B2 (en) | 2004-03-18 | 2008-04-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Biodegradable downhole tools |
US7093664B2 (en) | 2004-03-18 | 2006-08-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | One-time use composite tool formed of fibers and a biodegradable resin |
US7311118B2 (en) | 2004-03-30 | 2007-12-25 | Parker-Hannifin Corporation | Floating ball check valve |
GB0409619D0 (en) | 2004-04-30 | 2004-06-02 | Specialised Petroleum Serv Ltd | Valve seat |
US8211247B2 (en) * | 2006-02-09 | 2012-07-03 | Schlumberger Technology Corporation | Degradable compositions, apparatus comprising same, and method of use |
US20050281968A1 (en) | 2004-06-16 | 2005-12-22 | Alliant Techsystems Inc. | Energetic structural material |
US7380600B2 (en) * | 2004-09-01 | 2008-06-03 | Schlumberger Technology Corporation | Degradable material assisted diversion or isolation |
GB0425098D0 (en) | 2004-11-13 | 2004-12-15 | Caledus Ltd | Apparatus for use in a well bore |
US7322417B2 (en) * | 2004-12-14 | 2008-01-29 | Schlumberger Technology Corporation | Technique and apparatus for completing multiple zones |
US7644760B2 (en) | 2005-02-07 | 2010-01-12 | Precision Energy Services, Ltd | Self contained temperature sensor for borehole systems |
US7604063B2 (en) | 2005-02-10 | 2009-10-20 | Benny Donald Mashburn | Flow valve and method |
GB0513645D0 (en) | 2005-07-02 | 2005-08-10 | Specialised Petroleum Serv Ltd | Wellbore cleaning method and apparatus |
US7640991B2 (en) | 2005-09-20 | 2010-01-05 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole tool actuation apparatus and method |
US7647964B2 (en) | 2005-12-19 | 2010-01-19 | Fairmount Minerals, Ltd. | Degradable ball sealers and methods for use in well treatment |
US7325617B2 (en) | 2006-03-24 | 2008-02-05 | Baker Hughes Incorporated | Frac system without intervention |
US7513311B2 (en) * | 2006-04-28 | 2009-04-07 | Weatherford/Lamb, Inc. | Temporary well zone isolation |
US7726406B2 (en) | 2006-09-18 | 2010-06-01 | Yang Xu | Dissolvable downhole trigger device |
US7464764B2 (en) | 2006-09-18 | 2008-12-16 | Baker Hughes Incorporated | Retractable ball seat having a time delay material |
US7832473B2 (en) * | 2007-01-15 | 2010-11-16 | Schlumberger Technology Corporation | Method for controlling the flow of fluid between a downhole formation and a base pipe |
US7469744B2 (en) | 2007-03-09 | 2008-12-30 | Baker Hughes Incorporated | Deformable ball seat and method |
GB0706350D0 (en) | 2007-03-31 | 2007-05-09 | Specialised Petroleum Serv Ltd | Ball seat assembly and method of controlling fluid flow through a hollow body |
US7628210B2 (en) | 2007-08-13 | 2009-12-08 | Baker Hughes Incorporated | Ball seat having ball support member |
US7644772B2 (en) * | 2007-08-13 | 2010-01-12 | Baker Hughes Incorporated | Ball seat having segmented arcuate ball support member |
US7673677B2 (en) | 2007-08-13 | 2010-03-09 | Baker Hughes Incorporated | Reusable ball seat having ball support member |
US7503392B2 (en) | 2007-08-13 | 2009-03-17 | Baker Hughes Incorporated | Deformable ball seat |
US7637323B2 (en) | 2007-08-13 | 2009-12-29 | Baker Hughes Incorporated | Ball seat having fluid activated ball support |
US7866402B2 (en) * | 2007-10-11 | 2011-01-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Circulation control valve and associated method |
CN101538990A (zh) * | 2008-03-18 | 2009-09-23 | 普拉德研究及开发股份有限公司 | 在布置和井眼调节期间保护井下部件的系统和方法 |
US7775286B2 (en) | 2008-08-06 | 2010-08-17 | Baker Hughes Incorporated | Convertible downhole devices and method of performing downhole operations using convertible downhole devices |
US8439116B2 (en) * | 2009-07-24 | 2013-05-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for inducing fracture complexity in hydraulically fractured horizontal well completions |
US7909108B2 (en) | 2009-04-03 | 2011-03-22 | Halliburton Energy Services Inc. | System and method for servicing a wellbore |
US8276675B2 (en) | 2009-08-11 | 2012-10-02 | Halliburton Energy Services Inc. | System and method for servicing a wellbore |
US8528633B2 (en) | 2009-12-08 | 2013-09-10 | Baker Hughes Incorporated | Dissolvable tool and method |
US20110187062A1 (en) | 2010-01-29 | 2011-08-04 | Baker Hughes Incorporated | Collet system |
US8479822B2 (en) | 2010-02-08 | 2013-07-09 | Summit Downhole Dynamics, Ltd | Downhole tool with expandable seat |
US8430173B2 (en) * | 2010-04-12 | 2013-04-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | High strength dissolvable structures for use in a subterranean well |
US8657015B2 (en) * | 2010-05-26 | 2014-02-25 | Schlumberger Technology Corporation | Intelligent completion system for extended reach drilling wells |
US8356671B2 (en) | 2010-06-29 | 2013-01-22 | Baker Hughes Incorporated | Tool with multi-size ball seat having segmented arcuate ball support member |
US20120012771A1 (en) | 2010-07-16 | 2012-01-19 | Lale Korkmaz | Ball seat having collapsible helical seat |
US8789600B2 (en) | 2010-08-24 | 2014-07-29 | Baker Hughes Incorporated | Fracing system and method |
WO2012097235A1 (en) * | 2011-01-14 | 2012-07-19 | Utex Industries, Inc. | Disintegrating ball for sealing frac plug seat |
US8662162B2 (en) * | 2011-02-03 | 2014-03-04 | Baker Hughes Incorporated | Segmented collapsible ball seat allowing ball recovery |
US8668018B2 (en) | 2011-03-10 | 2014-03-11 | Baker Hughes Incorporated | Selective dart system for actuating downhole tools and methods of using same |
US8668006B2 (en) | 2011-04-13 | 2014-03-11 | Baker Hughes Incorporated | Ball seat having ball support member |
US20120261140A1 (en) | 2011-04-14 | 2012-10-18 | Ying Qing Xu | Devices for reducing ball impact into ball seats and methods of reducing ball impact into ball seats |
US8479808B2 (en) | 2011-06-01 | 2013-07-09 | Baker Hughes Incorporated | Downhole tools having radially expandable seat member |
US9145758B2 (en) | 2011-06-09 | 2015-09-29 | Baker Hughes Incorporated | Sleeved ball seat |
US8555960B2 (en) * | 2011-07-29 | 2013-10-15 | Baker Hughes Incorporated | Pressure actuated ported sub for subterranean cement completions |
US8910717B2 (en) * | 2011-11-01 | 2014-12-16 | Baker Hughes Incorporated | Frangible pressure control plug, actuatable tool including the plug, and method thereof |
US20130140479A1 (en) | 2011-12-06 | 2013-06-06 | Matthew D. Solfronk | Ball seats having seal interface element for prolonging the seal between ball and seat in corrosive environments and methods of using same |
US9004091B2 (en) | 2011-12-08 | 2015-04-14 | Baker Hughes Incorporated | Shape-memory apparatuses for restricting fluid flow through a conduit and methods of using same |
US9279306B2 (en) * | 2012-01-11 | 2016-03-08 | Schlumberger Technology Corporation | Performing multi-stage well operations |
-
2012
- 2012-02-03 US US13/366,076 patent/US9016388B2/en not_active Ceased
-
2013
- 2013-01-10 CA CA2862986A patent/CA2862986C/en active Active
- 2013-01-10 WO PCT/US2013/020946 patent/WO2013115948A1/en active Application Filing
- 2013-01-10 RU RU2014132555A patent/RU2615196C2/ru not_active Application Discontinuation
- 2013-01-10 CN CN201380007181.4A patent/CN104204401B/zh active Active
-
2015
- 2015-11-09 US US14/935,706 patent/USRE46793E1/en active Active
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU1745896A1 (ru) * | 1990-07-16 | 1992-07-07 | Азербайджанский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Устройство дл цементировани скважин |
RU2083806C1 (ru) * | 1994-12-28 | 1997-07-10 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Способ заканчивания скважины |
US6966368B2 (en) * | 2003-06-24 | 2005-11-22 | Baker Hughes Incorporated | Plug and expel flow control device |
US7096949B2 (en) * | 2003-09-04 | 2006-08-29 | Msi Machineering Solutions Inc. | Wiper plug with packer |
US7350582B2 (en) * | 2004-12-21 | 2008-04-01 | Weatherford/Lamb, Inc. | Wellbore tool with disintegratable components and method of controlling flow |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2717466C1 (ru) * | 2017-04-28 | 2020-03-24 | Куреха Корпорейшн | Устройство для закупоривания скважины и способ временной закупорки скважины |
RU2757383C1 (ru) * | 2020-12-10 | 2021-10-14 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь" | Способ заканчивания скважин |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CA2862986C (en) | 2018-10-30 |
US9016388B2 (en) | 2015-04-28 |
CA2862986A1 (en) | 2013-08-08 |
CN104204401A (zh) | 2014-12-10 |
WO2013115948A1 (en) | 2013-08-08 |
CN104204401B (zh) | 2018-04-24 |
RU2014132555A (ru) | 2016-03-27 |
USRE46793E1 (en) | 2018-04-17 |
US20130199800A1 (en) | 2013-08-08 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2615196C2 (ru) | Элементы протирающей цементировочной пробки и способы обработки окружающей скважину среды для интенсификации притока | |
EP3492692B1 (en) | Wellbore plug isolation system and method | |
AU2010317706B2 (en) | Downhole progressive pressurization actuated tool and method of using the same | |
US7681654B1 (en) | Isolating well bore portions for fracturing and the like | |
US20170218722A1 (en) | Valve Apparatus Having Dissolvable or Frangible Flapper and Method of Using Same | |
US20080251253A1 (en) | Method of cementing an off bottom liner | |
US20140110112A1 (en) | Erodable Bridge Plug in Fracturing Applications | |
US20140318780A1 (en) | Degradable component system and methodology | |
RU2599748C2 (ru) | Забойная система клапанов с гильзовым затвором и способ ее применения | |
EA034040B1 (ru) | Выравнивающий давление клапан для инструмента обработки | |
WO2014039632A2 (en) | Method and apparatus for treating a well | |
US20150041133A1 (en) | Methods of Operating Well Bore Stimulation Valves | |
US9206678B2 (en) | Zonal contact with cementing and fracture treatment in one trip | |
US8443891B2 (en) | Methods of fracturing a well using Venturi section | |
EP3354842B1 (en) | Ball valve safety plug | |
US9598931B2 (en) | Multi-acting downhole tool arrangement | |
US8695695B2 (en) | Downhole tool with pumpable section | |
RU2730146C1 (ru) | Чашечный пакер осевого действия | |
US9404350B2 (en) | Flow-activated flow control device and method of using same in wellbores | |
US12084932B2 (en) | Packer setting mechanism with setting load booster |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
FA93 | Acknowledgement of application withdrawn (no request for examination) |
Effective date: 20160111 |
|
FZ9A | Application not withdrawn (correction of the notice of withdrawal) |
Effective date: 20160411 |