RU2631454C1 - Backed swelling sealant - Google Patents
Backed swelling sealant Download PDFInfo
- Publication number
- RU2631454C1 RU2631454C1 RU2016112594A RU2016112594A RU2631454C1 RU 2631454 C1 RU2631454 C1 RU 2631454C1 RU 2016112594 A RU2016112594 A RU 2016112594A RU 2016112594 A RU2016112594 A RU 2016112594A RU 2631454 C1 RU2631454 C1 RU 2631454C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- seal
- groove
- well
- swellable
- support
- Prior art date
Links
- 230000008961 swelling Effects 0.000 title claims abstract description 11
- 239000000565 sealant Substances 0.000 title claims abstract 13
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 9
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims description 13
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 8
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 7
- 238000000034 method Methods 0.000 claims 6
- 230000006835 compression Effects 0.000 claims 4
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims 4
- 230000003746 surface roughness Effects 0.000 claims 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 5
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 3
- 239000000806 elastomer Substances 0.000 description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 230000003749 cleanliness Effects 0.000 description 1
- 238000005056 compaction Methods 0.000 description 1
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 238000003780 insertion Methods 0.000 description 1
- 230000037431 insertion Effects 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 1
- 230000002035 prolonged effect Effects 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 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
- E21B33/1208—Packers; Plugs characterised by the construction of the sealing or packing means
-
- 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
- E21B33/128—Packers; Plugs with a member expanded radially by axial pressure
-
- 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
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/12—Packers; Plugs
- E21B33/1208—Packers; Plugs characterised by the construction of the sealing or packing means
- E21B33/1216—Anti-extrusion means, e.g. means to prevent cold flow of rubber packing
-
- 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
- E21B33/122—Multiple string packers
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)
- Gasket Seals (AREA)
- Sealing Devices (AREA)
Abstract
Description
Уровень техникиState of the art
[0001] Настоящее изобретение относится к скважинным инструментам, в которых используют набухающие уплотнители.[0001] The present invention relates to downhole tools that use swellable seals.
[0002] Условия в забое скважины обуславливают множество сложностей уплотнения. Например, уплотнители в скважине часто должны выдерживать продолжительное воздействие высоких давлений и температуры. В таких условиях обычно используемые эластомерные уплотнители имеют склонность к вытеснению в зазор между компонентом, несущим уплотнение, и поверхностью, к которой они примыкают с образованием уплотнения, и, в конечном итоге, перестают действовать. Были разработаны опорные кольца сложных конструкций для решения этой проблемы путем перекрывания зазора и удерживания уплотнителя от выталкивания. Однако конструкции опорного кольца приведены в действие только при воздействии давления на уплотнители. Также, в контексте стингера или удлинителя, в котором один скважинный компонент уплотнен в стволе другого скважинного компонента, используют несколько уплотнителей и, следовательно, несколько опорных колец. Для размещения нескольких уплотнителей в малом пространстве используют О-образные кольца или шевронные уплотнители. Однако эффективность таких уплотнителей зависит от чистоты и отделки поверхности, к которой они примыкают с образованием уплотнения.[0002] The conditions at the bottom of the well cause many difficulties in compaction. For example, seals in a well often have to withstand prolonged exposure to high pressures and temperatures. Under such conditions, commonly used elastomeric seals tend to be forced into the gap between the component carrying the seal and the surface to which they adjoin to form a seal, and eventually cease to function. Support rings of complex designs have been developed to solve this problem by closing the gap and keeping the seal from pushing out. However, the support ring structures are only activated when pressure is applied to the seals. Also, in the context of a stinger or extension, in which one downhole component is sealed in the barrel of another downhole component, several seals and, therefore, several support rings are used. To place multiple seals in a small space, O-rings or chevron seals are used. However, the effectiveness of such seals depends on the cleanliness and surface finish to which they abut to form a seal.
Краткое описание чертежейBrief Description of the Drawings
[0003] На фиг. 1 представлен схематический вид сбоку скважины, содержащей насосно-компрессорную колонну.[0003] FIG. 1 is a schematic side view of a well containing a tubing string.
[0004] На фиг. 2 представлен вид в поперечном сечении примера двух скважинных компонентов, содержащих уплотняющий узел.[0004] FIG. 2 is a cross-sectional view of an example of two downhole components comprising a sealing assembly.
[0005] На фиг. 3A и 3B представлены подробные виды примерных скважинных компонентов, изображающие конец уплотняющего узла перед набуханием уплотнителя и после набухания уплотнителя. [0005] FIG. 3A and 3B are detailed views of exemplary downhole components depicting the end of the sealing assembly before the seal swells and after the seal swells.
[0006] На фиг. 4 представлен перспективный вид примерного опорного элемента, изображающий неровности поверхности.[0006] FIG. 4 is a perspective view of an exemplary support member depicting surface irregularities.
[0007] Одинаковые ссылочные символы на различных чертежах обозначают одинаковые элементы.[0007] The same reference characters in the various drawings indicate the same elements.
Осуществление изобретенияThe implementation of the invention
[0008] Со ссылкой на фиг. 1, скважина содержит по существу цилиндрический ствол 10 скважины, проходящий от устья 22 скважины на поверхности 12 вниз в землю в одну или большее количество подземных областей 14, представляющих интерес (показана одна область). Подземная область 14 может соответствовать одной формации, части формации или более чем одной формации, доступной через скважину, и одна скважина может обеспечивать доступ к одной или более подземных областей 14. В некоторых случаях формации подземной области являются углеводородосодержащими - такими как залежи нефти и/или газа - и скважина используется для добычи из неё углеводородов и/или для увеличения добычи углеводородов из другой скважины (например, в качестве нагнетательной или наблюдательной скважины). Однако изложенные здесь идеи применимы к скважине практически любого типа. Часть ствола 10 скважины, проходящего от устья 22 скважины в подземную область 14, укрепляют отрезками трубы, именуемыми обсадной колонной 16. [0008] With reference to FIG. 1, the well comprises a substantially cylindrical well bore 10 extending from the wellhead 22 on the surface 12 down into the ground into one or more subterranean regions 14 of interest (one region is shown). The subterranean region 14 may correspond to one formation, part of the formation, or more than one formation accessible through the well, and one well may provide access to one or more subterranean regions 14. In some cases, the subterranean region formations are hydrocarbon-containing, such as oil deposits and / or gas - and the well is used to produce hydrocarbons from it and / or to increase the production of hydrocarbons from another well (for example, as an injection or observation well). However, the ideas presented here apply to a well of almost any type. Part of the wellbore 10 extending from the wellhead 22 to the subterranean region 14 is reinforced with pipe sections called casing 16.
[0009] Изображенная скважина представляет собой вертикальную скважину, отходящую практически перпендикулярно от поверхности 12 в подземную область 14. Однако изложенные здесь идеи применимы к множеству других различных конфигураций скважин, включая горизонтальные, наклонные или другие отклоняющиеся от вертикали скважины и многоствольные скважины.[0009] The depicted well is a vertical wellbore extending substantially perpendicularly from surface 12 to subterranean region 14. However, the teachings set forth herein apply to many other different well configurations, including horizontal, deviated, or other deviated wells and multilateral wells.
[0010] Показана насосно-компрессорная колонна 18, опускаемая с поверхности 12 вовнутрь ствола 10 скважины. Насосно-компрессорная колонна 18 представляет собой серию состыкованных между собой отрезков трубы, образующих последовательность из конца в конец, и/или цельную (то есть не содержащую стыков) длинномерную трубу, и содержит один или более скважинных инструментов (для примера показан один скважинный инструмент 20). В колонне 18 имеется внутреннее центральное отверстие, по которому возможно сообщение текучей среды между устьем 22 скважины и участками ниже по скважине (например, подземной областью 14 и/или другими участками). В некоторых случаях колонна 18 может быть сконструирована так, что она не отходит от поверхности 12, а вводится вовнутрь скважины на проволоке, например на тросовой проволоке, на каротажном кабеле, электрическом кабеле и/или на другой проволоке.[0010] A tubing string 18 is shown which is lowered from surface 12 into the wellbore 10. The tubing string 18 is a series of interconnected pipe segments that form a sequence from end to end, and / or a solid (i.e., not containing joints) long pipe, and contains one or more downhole tools (for example, one downhole tool 20 is shown ) In the column 18 there is an inner central hole through which fluid can flow between the wellhead 22 and sections down the well (for example, underground region 14 and / or other sections). In some cases, the string 18 may be designed so that it does not extend from the surface 12, but is inserted inside the well on a wire, for example, a cable wire, a wireline cable, an electric cable, and / or another wire.
[0011] Идеи в настоящем описании применимы к уплотняющей конструкции, которая может быть использована в нескольких различных применениях, для уплотнения между скважинными компонентами в скважине. Например, уплотняющая конструкция может быть использована в скважинном инструменте 20. В некоторых случаях, скважинный инструмент 20 относится к типу, содержащему внутренний трубчатый компонент, расположенный в наружном трубчатом компоненте, при этом уплотняющая конструкция, описанная в настоящем описании, выполнена с возможностью уплотнения между трубчатыми элементами. Однако уплотняющая конструкция требует ограничения уплотняющими компонентами одного и того же инструмента или устройства. Например, в некоторых случаях скважинный инструмент 20 представлен инструментом пакерного типа (например, пакером, мост-пробкой, гидроразрывной пробкой и/или другими инструментами), содержащими уплотняющую конструкцию, выполненную с возможностью уплотнения инструмента 20 к внутренней поверхности обсадной трубы 16, потайной обсадной трубы или других компонентов в скважине для уплотнения кольцевого пространства вокруг насосно-компрессорной колонны 18. В другом примере насосно-компрессорная колонна 18 может быть расположена в скважине в двух частях с верхним компонентом, содержащим удлинитель или стингер, принимаемый соответствующим отверстием скважинного компонента. В этом случае уплотняющая конструкция выполнена с возможностью образования уплотнения с отверстием другого компонента и, следовательно, уплотнения между двумя трубчатыми элементами. В другом примере инструмент для спуска или инструмент для приведения в действие может быть использован для управления скважинным инструментом 20 или другим компонентом в скважине. В этих примерах инструмент для спуска или инструмент для приведения в действие содержит стингер или удлинитель, принимаемый соответствующим отверстием инструмента или устройства, приводимого в действие, а уплотняющая конструкция выполнена с возможностью образования уплотнения между стингером/удлинителем и отверстием. Существуют и другие примеры, находящиеся в пределах изложенных в настоящем описании идей. [0011] The ideas in the present description are applicable to a sealing structure, which can be used in several different applications, for sealing between downhole components in a well. For example, the sealing structure may be used in the downhole tool 20. In some cases, the downhole tool 20 is of the type comprising an inner tubular component located in the outer tubular component, wherein the sealing structure described herein is configured to seal between the tubular elements. However, the sealing structure requires the sealing components to be limited to the same tool or device. For example, in some cases, the downhole tool 20 is represented by a packer type tool (for example, a packer, bridge plug, fracture plug and / or other tools) containing a sealing structure configured to seal the tool 20 to the inner surface of the casing 16, countersunk casing or other components in the well to seal the annulus around the tubing 18. In another example, the tubing 18 may be located in the borehole in two x parts with a top component containing an extension cord or stinger received by the corresponding hole of the downhole component. In this case, the sealing structure is configured to form a seal with an opening of another component and, consequently, a seal between two tubular elements. In another example, a descent tool or a tool for actuating can be used to control the downhole tool 20 or other component in the well. In these examples, a descent tool or an actuation tool comprises a stinger or extension cord received by the corresponding hole of the tool or device being actuated, and the sealing structure is configured to seal between the stinger / extension and the opening. There are other examples that fall within the scope of the ideas presented in this description.
[0012] Со ссылкой на фиг. 2, два скважинных компонента 30, 32 изображены на виде в поперечном сечении сбоку. В настоящем примере скважинные компоненты 30, 32 представлены двумя удлиненными трубами (например, трубами скважинного инструмента, пакером и обсадной трубой, стингером и отверстием или пр.), концентрично расположенными друг в друге. Внутренняя труба (компонент 32) содержит канавку 24 уплотнителя, выполненную с таким размером, чтобы принимать удлиненный набухающий эластомерный уплотнитель 26 и опорные элементы 28.Каждое из канавки 24 уплотнителя, набухающего уплотнителя 26 и опорных элементов 28 выполнено в круглой или кольцеобразной форме для окружения трубчатых скважинных компонентов 30, 32. Круглый зазор 34 образован между скважинными компонентами 30, 32. Несмотря на то, что идеи раскрыты в настоящем описании относительно трубчатых скважинных компонентов, эти идеи могут быть применены к нецилиндрическим, плоским или другим формам. Таким образом, круглая форма уплотнителя 26, опорных элементов 28 и других элементов не требуется.[0012] With reference to FIG. 2, two
[0013] Удлиненный набухающий эластомерный уплотнитель 26 изготовлен из набухающего эластомера, выполненного с возможностью набухания или расширения при контакте с определенной жидкостью, например нефтью, водой и/или другой жидкостью. Следует отметить, что набухающий эластомер набухает во всех направлениях однородно при отсутствии ограничений. Следовательно, в примере с круглым набухающим эластомерным уплотнителем 26 в канавке 24 уплотнителя, уплотнитель 26 набухает радиально наружу, а также в осевом направлении внутри канавки 24, параллельно центральной линии скважинных компонентов 30, 32. Уплотнитель 26 имеет удлиненную форму, то есть его размер в осевом направлении больше его размера в радиальном направлении, однако другие конфигурации уплотнителя 26 могут быть предоставлены. В некоторых случаях размер уплотнителя 26 в радиальном направлении выбирают для образования зазора с компонентом 30 для обеспечения возможности введения уплотнителя 26 (и компонента 32) в компонент 30 и выведения из него.[0013] An elongated swellable
[0014] Опорный элемент 28 выполнен на каждом конце уплотнителя 26 в осевом направлении между уплотнителем 26 и противоположными осевыми концами канавки 24 уплотнителя. В других случаях предоставлен только один опорный элемент 28. Опорный элемент 28 представлен волнообразным опорным элементом, изготовленным в качестве волнистой пружины, или сконфигурированным подобно волнистой пружине, в котором один или более осевых неровностей 36 поверхности распределены по опорному элементу 28. В некоторых случаях неровности поверхности могут быть распределены равномерно по опорному элементу28, например, как на фиг. 4, изображающей четыре неровности 36 поверхности, распределенные под углом 90° друг от друга. Хотя изображены гладкими, извилистыми синусоидальными волнами, наподобие неровностей 36 поверхности, неровности поверхности могут быть более крутыми и/или иметь другую форму. Опорный элемент 28 изготовлен из тонкого, плоского материала с параллельными поверхностями боковых стенок, а неровности 36 поверхности сконфигурированы таким образом, чтобы расширять опорный элемент 28 по окружности и, соответственно, радиально наружу при сжатии элемента 28 в осевом направлении по направлению к плоскому состоянию. В некоторых случаях опорный элемент 28 может быть выполнен с таким размером, чтобы слегка контактировать с компонентом 30 или образовывать зазор с ним в нерасширенном (не сжатом в осевом направлении) свободном состоянии. Такая конфигурация обеспечивает возможность скольжения опорного элемента 28 в осевом направлении через компонент 30 без существенного сопротивления или без сопротивления, позволяя вводить компонент 32 в компонент 30 и выводить из него. Количество и амплитуда A неровностей 36 поверхности может быть выбрано таким образом, чтобы перекрывать зазор 34, примыкать и воздействовать на компонент 30 при сжатии опорного элемента 28. Количество неровностей 36 поверхности и амплитуда A неровностей поверхности могут быть выбраны для образования давления в зоне контакта по направлению к компоненту 30 для обеспечения надлежащей степени опоры, предотвращающей выталкивание набухающего уплотнителя 26 через зазор 34. В некоторых случаях опорный элемент 28 содержит фаску 38 на своем внутреннем диаметре, направленном к уплотнителю 26, для способствования расширению элемента 28 и его центрированию на уплотнителе 26.[0014] A
[0015] Опорный элемент 28 может быть изготовлен из множества различных материалов. В некоторых случаях элемент 28 может быть изготовлен из материала, характеризующегося более высокой твердостью и/или пределом текучести, чем эластомер набухающего уплотнителя 26, для способствования обеспечению опорным элементом 28 эффективной опоры. В некоторых случаях материал выбирают на основании его способности выдерживать высокие скважинные температуры. Некоторые приведенные в качестве примера материалы для опорного элемента включают металл, полимер, композитный материал и/или другие материалы или сочетания материалов. [0015] The
[0016] При эксплуатации, при расположении компонентов 30, 32 в скважине и при расположении опорных элементов 28 и уплотнителя 26 в канавке 24 уплотнителя, обеспечивается контакт определенной жидкости с набухающим уплотнителем 26. В ответ уплотнитель 26 набухает и контактирует с образованием уплотнения с компонентом 30. В некоторых случаях уплотнение, образованное уплотнителем 26, является газонепроницаемым. На фиг. 3A представлен подробный вид с осевого конца канавки 24 уплотнителя, изображающий набухающий эластомерный уплотнитель 26 перед набуханием и расширенный опорный элемент 28. При контакте набухающего эластомерного уплотнителя 26 с указанной жидкостью обеспечивается его набухание и расширение в радиальном и осевом направлении. При расширении в осевом направлении набухающий эластомерный уплотнитель 26 прижимает опорные элементы 28 к осевой концевой стенке канавки 24 уплотнителя. Неровности поверхности опорного элемента 28 сжимаются в осевом направлении и обуславливают радиальное расширение опорных элементов 28 в примыкающий контакт с компонентом 30, как показано на фиг. 3B. Затем, когда уплотнитель 26 начинает удерживать разность давлений, обеспечивается опора уплотнителя 26, предотвращающая выталкивание через зазор 34, боковым опорным элементом 28 низкого давления, воздействующим давлением на компонент 30. Путем предоставления двух опорных элементов 28 разность давлений может быть обращена, а противоположный опорный элемент 28 будет поддерживать уплотнитель 26, предотвращая выталкивание через зазор 34.[0016] During operation, when the
[0017] Следует отметить, что путем использования набухающего эластомерного уплотнителя 26 строгий контроль отделки поверхности, с которой компонент 30 образует уплотнение, не требуется, так как набухающий уплотнитель 26 образует давление в зоне контакта, способствующее уплотнению более неровных поверхностей, чем ненабухающие уплотнители. В контексте стингера или удлинителя, образование полированного приемного гнезда отверстия компонента 30 не требуется. Также уплотнитель 26 может предоставлять большую площадь поверхности для уплотнения, чем обычное О-образное кольцо или шевронный уплотнитель. В некоторых случаях большая площадь поверхности и/или давление в зоне контакта от набухания обеспечит образование набухающим уплотнителем 26 уплотнения даже в случае повреждения. Так как уплотнитель 26 набухает при контакте с жидкостью, разность давлений не требуется для достижения уплотнения или для приведения опорных элементов 28 в действие для удерживания уплотнителя 26. Набухание также способствует введению компонента 32 в компонент 30, так как не требуется контакт уплотнителя 26 с компонентом 30 до контакта с определенной жидкостью. После образования уплотнения уплотнитель 26 противодействует выведению компонента 32 из компонента 30. В некоторых случаях, вследствие простоты опорных элементов 28 стоимость производства может быть более низкой по сравнению с более сложными опорными элементами и шевронными уплотнителями.[0017] It should be noted that by using a swellable
[0018] Описано несколько вариантов реализации изобретения. Тем не менее, следует понимать, что возможно внесение различных изменений. Соответственно, другие варианты реализации изобретения входят в объем прилагаемой формулы изобретения.[0018] Several embodiments of the invention are described. However, it should be understood that various changes are possible. Accordingly, other embodiments of the invention are included in the scope of the attached claims.
Claims (29)
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
PCT/US2013/068776 WO2015069242A1 (en) | 2013-11-06 | 2013-11-06 | Swellable seal with backup |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2631454C1 true RU2631454C1 (en) | 2017-09-22 |
Family
ID=53041857
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2016112594A RU2631454C1 (en) | 2013-11-06 | 2013-11-06 | Backed swelling sealant |
Country Status (10)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US20160245038A1 (en) |
EP (1) | EP3042033A4 (en) |
CN (1) | CN105683492A (en) |
AR (1) | AR099284A1 (en) |
AU (1) | AU2013405012B2 (en) |
CA (1) | CA2926387C (en) |
MX (1) | MX2016004222A (en) |
RU (1) | RU2631454C1 (en) |
SG (1) | SG11201602567VA (en) |
WO (1) | WO2015069242A1 (en) |
Families Citing this family (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2018080481A1 (en) * | 2016-10-26 | 2018-05-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Swaged in place continuous metal backup ring |
CN111094810B (en) * | 2017-11-13 | 2022-06-07 | 哈利伯顿能源服务公司 | Expandable metal for nonelastomeric O-rings, seal stacks, and gaskets |
CN110380268A (en) * | 2019-07-25 | 2019-10-25 | 恩平市万里辉电线电缆有限公司 | A kind of dual-channel audio plug and its riveting type plug connection |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2105130C1 (en) * | 1994-07-28 | 1998-02-20 | Зверев Александр Сергеевич | Sealing unit of well-immersed device |
US6840328B2 (en) * | 2002-07-11 | 2005-01-11 | Schlumberger Technology Corporation | Anti-extrusion apparatus and method |
RU2392417C2 (en) * | 2006-01-18 | 2010-06-20 | Бейкер Хьюз Инкорпорейтед | Self-sealing packer |
RU108095U1 (en) * | 2011-05-26 | 2011-09-10 | Алексей Викторович Власов | PACKER |
RU2477365C1 (en) * | 2010-07-23 | 2013-03-10 | Везерфорд/Лэм, Инк. | Anchors of swelling packers |
RU131065U1 (en) * | 2013-03-12 | 2013-08-10 | Алексей Викторович Власов | PACKER |
Family Cites Families (21)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2349170A (en) * | 1942-01-23 | 1944-05-16 | Woodling George V | Sealing device |
US2765204A (en) * | 1954-11-05 | 1956-10-02 | Greene Tweed & Co Inc | Sealing device |
US3095619A (en) * | 1958-12-16 | 1963-07-02 | Edwin F Peterson | Method and means for sealing adjacent coacting closure surfaces of cavity contouringstructures |
US3215442A (en) * | 1962-04-27 | 1965-11-02 | Parker Hannifin Corp | Fluid seal |
GB1160574A (en) * | 1966-08-05 | 1969-08-06 | Dowty Seals Ltd | Seal |
CH501857A (en) * | 1969-03-10 | 1971-01-15 | Marco Dr Ing Turolla | Ring seal |
US3689082A (en) * | 1970-02-03 | 1972-09-05 | Satterthwaite James G | Inflatable seal |
US4199156A (en) * | 1978-04-28 | 1980-04-22 | Smith International, Inc. | Sealing ring for drilling tool cutters |
US4588309A (en) * | 1983-06-20 | 1986-05-13 | Smith International, Inc. | Resilient bearing seal with ability to compensate for wear and compression set |
US7392851B2 (en) * | 2004-11-04 | 2008-07-01 | Schlumberger Technology Corporation | Inflatable packer assembly |
US20070056725A1 (en) * | 2005-09-09 | 2007-03-15 | Chad Lucas | Seal assembly |
WO2008154392A1 (en) * | 2007-06-06 | 2008-12-18 | Baker Hughes Incorporated | Swellable packer with back-up systems |
WO2010127240A1 (en) * | 2009-05-01 | 2010-11-04 | Weatherford/Lamb, Inc. | Wellbore isolation tool using sealing element having shape memory polymer |
US7963321B2 (en) * | 2009-05-15 | 2011-06-21 | Tam International, Inc. | Swellable downhole packer |
NO334009B1 (en) * | 2011-06-03 | 2013-11-18 | Interwell Technology As | Plug device |
CN102322237B (en) * | 2011-06-14 | 2014-01-15 | 中国石油天然气股份有限公司 | Self-inflatable packer |
GB2497124C (en) * | 2011-12-01 | 2020-07-01 | Xtreme Well Tech Limited | Apparatus for use in a fluid conduit |
US8910722B2 (en) * | 2012-05-15 | 2014-12-16 | Baker Hughes Incorporated | Slip-deployed anti-extrusion backup ring |
MX2015000498A (en) * | 2012-07-13 | 2015-06-05 | Halliburton Energy Services Inc | High pressure seal back-up. |
US9284813B2 (en) * | 2013-06-10 | 2016-03-15 | Freudenberg Oil & Gas, Llc | Swellable energizers for oil and gas wells |
US9528341B2 (en) * | 2014-03-25 | 2016-12-27 | Baker Hughes Incorporated | Continuous expandable backup ring for a seal with retraction capability |
-
2013
- 2013-11-06 RU RU2016112594A patent/RU2631454C1/en not_active IP Right Cessation
- 2013-11-06 MX MX2016004222A patent/MX2016004222A/en unknown
- 2013-11-06 CN CN201380080069.3A patent/CN105683492A/en active Pending
- 2013-11-06 WO PCT/US2013/068776 patent/WO2015069242A1/en active Application Filing
- 2013-11-06 CA CA2926387A patent/CA2926387C/en not_active Expired - Fee Related
- 2013-11-06 SG SG11201602567VA patent/SG11201602567VA/en unknown
- 2013-11-06 US US15/027,516 patent/US20160245038A1/en not_active Abandoned
- 2013-11-06 EP EP13896934.0A patent/EP3042033A4/en not_active Withdrawn
- 2013-11-06 AU AU2013405012A patent/AU2013405012B2/en not_active Ceased
-
2014
- 2014-11-06 AR ARP140104173A patent/AR099284A1/en unknown
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2105130C1 (en) * | 1994-07-28 | 1998-02-20 | Зверев Александр Сергеевич | Sealing unit of well-immersed device |
US6840328B2 (en) * | 2002-07-11 | 2005-01-11 | Schlumberger Technology Corporation | Anti-extrusion apparatus and method |
RU2392417C2 (en) * | 2006-01-18 | 2010-06-20 | Бейкер Хьюз Инкорпорейтед | Self-sealing packer |
RU2477365C1 (en) * | 2010-07-23 | 2013-03-10 | Везерфорд/Лэм, Инк. | Anchors of swelling packers |
RU108095U1 (en) * | 2011-05-26 | 2011-09-10 | Алексей Викторович Власов | PACKER |
RU131065U1 (en) * | 2013-03-12 | 2013-08-10 | Алексей Викторович Власов | PACKER |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
EP3042033A4 (en) | 2017-05-17 |
CN105683492A (en) | 2016-06-15 |
AU2013405012B2 (en) | 2017-02-23 |
CA2926387A1 (en) | 2015-05-14 |
SG11201602567VA (en) | 2016-04-28 |
CA2926387C (en) | 2018-03-13 |
AR099284A1 (en) | 2016-07-13 |
AU2013405012A1 (en) | 2016-04-28 |
US20160245038A1 (en) | 2016-08-25 |
EP3042033A1 (en) | 2016-07-13 |
WO2015069242A1 (en) | 2015-05-14 |
MX2016004222A (en) | 2016-11-08 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US20210010343A1 (en) | Slotted Backup Ring Assembly | |
US6962206B2 (en) | Packer with metal sealing element | |
CA2981934C (en) | Packing element back-up system incorporating iris mechanism | |
RU2477366C1 (en) | Downhole tool, device for installation in downhole tool, and downhole tool assembly method | |
US10370935B2 (en) | Packer assembly including a support ring | |
RU2658855C2 (en) | Swellable packer with reinforcement and anti-extrusion features | |
GB2521951B (en) | Sliding sleeve well tool with metal-to-metal seal | |
US20100122820A1 (en) | Seal Arrangement for Expandable Tubulars | |
RU2631454C1 (en) | Backed swelling sealant | |
US20180252068A1 (en) | Packing Element Having a Bonded Petal Anti-Extrusion Device | |
US9476281B2 (en) | High pressure swell seal | |
CA3069867C (en) | Slotted backup ring assembly | |
US11542775B2 (en) | Anti-extrusion assembly and a sealing system comprising same |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20201107 |