RU2688823C2 - Скважинный инструмент двойного назначения - Google Patents
Скважинный инструмент двойного назначения Download PDFInfo
- Publication number
- RU2688823C2 RU2688823C2 RU2016151511A RU2016151511A RU2688823C2 RU 2688823 C2 RU2688823 C2 RU 2688823C2 RU 2016151511 A RU2016151511 A RU 2016151511A RU 2016151511 A RU2016151511 A RU 2016151511A RU 2688823 C2 RU2688823 C2 RU 2688823C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- chamber
- fluid
- piston
- section
- pump
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 157
- 238000005070 sampling Methods 0.000 claims abstract description 14
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 9
- 238000007599 discharging Methods 0.000 claims abstract description 7
- 230000002093 peripheral effect Effects 0.000 claims description 10
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims description 10
- 230000006835 compression Effects 0.000 claims description 8
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims description 8
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 claims description 3
- 238000005553 drilling Methods 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 abstract 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 abstract 1
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 8
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 5
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 5
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 4
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 4
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 2
- 229910010293 ceramic material Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 2
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 2
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 2
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 230000009977 dual effect Effects 0.000 description 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- -1 for example Substances 0.000 description 1
- 239000011499 joint compound Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 210000002445 nipple Anatomy 0.000 description 1
- 238000009420 retrofitting Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
- E21B49/08—Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells
- E21B49/081—Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells with down-hole means for trapping a fluid sample
- E21B49/082—Wire-line fluid samplers
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B27/00—Containers for collecting or depositing substances in boreholes or wells, e.g. bailers, baskets or buckets for collecting mud or sand; Drill bits with means for collecting substances, e.g. valve drill bits
- E21B27/02—Dump bailers, i.e. containers for depositing substances, e.g. cement or acids
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B23/00—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing, or removing tools, packers or the like in the boreholes or wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
- E21B49/08—Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
- E21B49/08—Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells
- E21B49/081—Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells with down-hole means for trapping a fluid sample
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B23/00—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing, or removing tools, packers or the like in the boreholes or wells
- E21B23/001—Self-propelling systems or apparatus, e.g. for moving tools within the horizontal portion of a borehole
Abstract
Группа изобретений относится к многофункциональному скважинному спускаемому на кабеле инструменту, скважинной системе, способу отбора пробы и способу выпуска напорной струи. Технический результат заключается в возможности выполнения нескольких операций без необходимости поднятия инструмента на поверхность для переоснащения. Многофункциональный скважинный спускаемый на кабеле инструмент, предназначенный для отбора пробы текучей среды и выпуска напорной струи текучей среды в скважине, содержит насос, имеющий отверстие насоса, и камеру для текучей среды, предназначенную для отбора пробы текучей среды или хранения текучей среды, предназначенной для выпуска напорной струей. Камера для текучей среды имеет первый конец камеры, соединенный с отверстием насоса, и второй конец камеры, имеющий отверстие камеры. Камера для текучей среды имеет стенку камеры и содержит: первый поршень и второй поршень, разделяющие камеру для текучей среды на первую секцию камеры, вторую секцию камеры и третью секцию камеры, при этом первый поршень соединен с первым концом штока первого поршня, а второй поршень соединен с первым концом штока второго поршня; первую опору, выполненную с возможностью поддержания штока первого поршня; вторую опору, выполненную с возможностью поддержания штока второго поршня; и первую пружину, расположенную между первым поршнем и первой опорой, и другую первую пружину, расположенную между вторым поршнем и второй опорой. Когда насос создает перепад давлений на поршнях, то обеспечено перемещение поршней в одном направлении с активизацией тем самым усилия первых пружин и обеспечением возможности протекания текучей среды из одной секции камеры в другую секцию камеры. 4 н. и 11 з.п. ф-лы, 12 ил.
Description
Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится к многофункциональному скважинному спускаемому на кабеле инструменту, предназначенному для отбора пробы текучей среды и выпуска напорной струи текучей среды в скважине. Кроме того, настоящее изобретение относится к скважинной системе, предназначенной для отбора пробы текучей среды и выпуска напорной струи текучей среды в скважине, и к способу отбора пробы и способу выпуска напорной струи с использованием многофункционального скважинного спускаемого на кабеле инструмента согласно настоящему изобретению.
Уровень техники
При выполнении операций в скважине осуществляют оснащение инструментального снаряда для выполнения конкретной операции, при этом для выполнения второй операции необходимо поднять на поверхность инструментальный снаряд для его переоснащения другим инструментом, предназначенным для выполнения второй операции. Как переоснащение, так и транспортировка инструментального снаряда на поверхность и с поверхности между двумя операциями требуют больших затрат времени и, соответственно, являются дорогостоящими, так как во время данных операций нефтедобывающая платформа не обеспечивает добычу.
Раскрытие сущности изобретения
Задачей настоящего изобретения является полное или частичное устранение указанных выше недостатков предшествующего уровня техники. Более конкретно, задачей является создание улучшенного скважинного инструмента, выполненного с возможностью выполнения нескольких операций без необходимости его поднятия на поверхность для переоснащения.
Вышеуказанные задачи, а также многочисленные другие задачи, преимущества и свойства, которые очевидны из нижеследующего описания, выполнены благодаря техническому решению согласно настоящему изобретению посредством многофункционального скважинного спускаемого на кабеле инструмента, предназначенного для отбора пробы текучей среды и выпуска напорной струи текучей среды в скважине, содержащего:
- насос, имеющий отверстие насоса; и
- камеру для текучей среды, предназначенную для отбора пробы текучей среды или хранения текучей среды, предназначенной для выпуска напорной струей, причем камера для текучей среды имеет первый конец камеры, соединенный с отверстием насоса, и второй конец камеры, имеющий отверстие камеры, предназначенное для сообщения с возможностью передачи текучей среды со скважиной;
при этом камера для текучей среды имеет стенку камеры и содержит:
- первый поршень и второй поршень, разделяющие камеру для текучей среды на первую секцию камеры, вторую секцию камеры и третью секцию камеры, при этом первый поршень соединен с первым концом штока первого поршня, а второй поршень соединен с первым концом штока второго поршня;
- первую опору, выполненную с возможностью поддержания штока первого поршня;
- вторую опору, выполненную с возможностью поддержания штока второго поршня; и
- первую пружину, расположенную между первым поршнем и первой опорой, и другую первую пружину, расположенную между вторым поршнем и второй опорой, так что когда насос создает перепад давлений на поршнях, то обеспечено перемещение поршней в одном направлении с активизацией тем самым усилия первых пружин и обеспечением возможности протекания текучей среды из одной секции камеры в другую секцию камеры для отбора пробы текучей среды по меньшей мере в первую или третью секции камеры, или для выпуска напорной струи текучей среды, имеющейся по меньшей мере во второй секции камеры.
Благодаря расположению пружины между поршнем и опорой усилие пружины активизируют так, что при остановке насоса обеспечено перемещение поршня в его исходное закрытое положение с обеспечением тем самым уплотнения второй секции камеры. Таким образом, вторая секция камеры также оказывается уплотненной при транспортировке текучей среды, предназначенной для выпуска напорной струей.
Помимо этого, насос выполнен с возможностью обеспечения давления всасывания в первой секции камеры, при этом может быть обеспечено перемещение поршня в одном направлении к насосу с обеспечением возможности протекания текучей среды из второй секции камеры к первой секции камеры и, соответственно, из третьей секции камеры ко второй секции камеры. Когда насос обеспечивает давление всасывания в первой секции камеры, то обеспечена возможность всасывания текучей среды в третью камеру.
Также, насос может обеспечивать давление сжатия в первой секции камеры, при этом обеспечено перемещение поршня в противоположном направлении от насоса с обеспечением возможности протекания текучей среды из первой секции камеры ко второй секции камеры и, соответственно, из второй секции камеры к третьей секции камеры.
Когда насос обеспечивает давление сжатия в первой секции камеры, то текучая среда выпускается напорной струей из третьей камеры.
Вышеописанный многофункциональный скважинный спускаемый на кабеле инструмент может дополнительно содержать вторую пружину, примыкающую к опорам и соединенную со вторым концом штоков поршней.
Кроме того, поршень может быть расположен с одной стороны опоры, а первый конец штока поршня может проходить сквозь отверстие в опоре, при этом второй конец штока поршня расположен с противоположной стороны опоры.
Каждая опора может иметь по меньшей мере одно сквозное отверстие, обеспечивающее возможность протекания текучей среды из одной секции камеры в другую.
Кроме того, каждая опора может иметь по меньшей мере один вырез, обеспечивающий текучей среде доступ для протекания из одной секции камеры к другой секции камеры.
Дополнительно, стенка камеры может содержать по меньшей мере первую периферическую выступающую часть, расположенную напротив одного из поршней в закрытом положении поршня и обеспечивающую уплотнение между двумя секциями камеры.
Помимо этого, по меньшей мере первая периферическая выступающая часть может сужаться в направлении первого и второго концов камеры.
Также, стенка камеры может содержать по меньшей мере одну канавку, выполненную вдоль продольного направления камеры для текучей среды, при этом канавка расположена напротив поршня в открытом положении поршня, в котором обеспечена возможность протекания текучей среды из одной секции камеры в другую.
Дополнительно, канавка может быть периферической.
Кроме того, стенка камеры может содержать две канавки, при этом одна канавка расположена с одной стороны поршня, а другая канавка расположена с другой стороны поршня при нахождении поршня в закрытом положении.
Кроме того, второй конец штоков поршней может содержать выступ, соединяющий вторую пружину со вторым концом.
Дополнительно, корпус инструмента, формирующий стенку камеры, может содержать по меньшей мере две части корпуса, причем указанные две части корпуса соединены друг с другом разъемным образом напротив второй секции камеры.
Кроме того, вторая секция камеры может иметь выпускное отверстие, снабженное отсоединяемой заглушкой для извлечения пробы у поверхности или заполнения второй секции камеры текучей средой, предназначенной для выпуска напорной струей.
Помимо этого, поршни могут иметь первый диаметр поршня ближе всего к концам камеры для текучей среды, второй диаметр поршня ближе всего ко второй секции камеры, периферическую канавку, расположенную между первым диаметром поршня и вторым диаметром поршня, и уплотнительный элемент, расположенный в канавке, причем второй диаметр поршня меньше первого диаметра поршня, что обеспечивает возможность текучей среде из второй камеры проходить через второй диаметр поршня и перемещать уплотнительный элемент в направлении стенки камеры.
При наличии второго диаметра поршня, меньшего, чем первый диаметр поршня, проба текучей среды, имеющая давление, по существу более высокое, чем давление скважинной текучей среды, по мере возврата инструмента к устью скважины, способствует продвижению уплотнительного элемента наружу с обеспечением тем самым лучшего уплотнения между второй секцией камеры и другими секциями камеры, так как перепад давлений между пробой текучей среды и окружающей скважинной текучей средой увеличивается.
Дополнительно, в канавке штока поршня может быть расположен срезной штифт или срезной диск для предотвращения случайного скольжения поршня.
Кроме того, внутренняя поверхность камеры и поверхность поршней может содержать слой из керамического материала, такого как SiO или стекло.
Настоящее изобретение также относится к скважинной системе, предназначенной для отбора пробы текучей среды и выпуска напорной струи текучей среды и содержащей:
- многофункциональный скважинный спускаемый на кабеле инструмент, описанный выше; и
- скважинный приводной модуль, например скважинный трактор для продвижения системы вперед в скважине.
Настоящее изобретение дополнительно относится к способу отбора пробы текучей среды с использованием многофункционального скважинного спускаемого на кабеле инструмента, описанного выше, содержащему следующие этапы:
- размещают инструмент в скважине в заданном положении;
- обеспечивают давление всасывания в первой секции камеры посредством насоса;
- перемещают первый поршень в направлении насоса с обеспечением возможности прохождения скважинной текучей среды из второй секции камеры в первую секцию камеры; и
- перемещают второй поршень в направлении насоса с обеспечением возможности прохождения скважинной текучей среды из третьей секции камеры во вторую секцию камеры, всасывания скважинной текучей среды через отверстие во втором конце камеры для текучей среды в третью секцию камеры и дальше во вторую секцию камеры.
Наконец, настоящее изобретение также относится к способу выпуска напорной струи с использованием многофункционального скважинного спускаемого на кабеле инструмента, описанного выше, содержащему следующие этапы:
- заполняют вторую секцию камеры текучей средой;
- размещают инструмент в скважине в заданном положении;
- обеспечивают давление сжатия в первой секции камеры посредством насоса;
- перемещают первый поршень от насоса с обеспечением возможности прохождения скважинной текучей среды из насоса во вторую секцию камеры; и
- перемещают второй поршень от насоса с обеспечением возможности прохождения скважинной текучей среды из второй секции камеры в третью секцию камеры и наружу через отверстие во втором конце камеры для текучей среды.
Краткое описание чертежей
Изобретение и его многочисленные преимущества описаны ниже более подробно со ссылками на прилагаемые схематические чертежи, на которых с иллюстративной целью показаны некоторые не ограничивающие варианты осуществления изобретения, и на которых:
- на фиг.1 показан вид в поперечном разрезе многофункционального скважинного спускаемого на кабеле инструмента;
- на фиг.2 показан многофункциональный скважинный спускаемый на кабеле инструмент, изображенный на фиг.1, в режиме выпуска напорной струи;
- на фиг.3 показан многофункциональный скважинный спускаемый на кабеле инструмент, изображенный на фиг.1, в режиме отбора пробы;
- на фиг.4 показан вид в поперечном разрезе по линии А-А, изображенной на фиг.1;
- на фиг.5 показан вид в поперечном разрезе другого многофункционального скважинного спускаемого на кабеле инструмента;
- на фиг.6 показан вид в поперечном разрезе еще одного многофункционального скважинного спускаемого на кабеле инструмента;
- на фиг.7 показан вид в поперечном разрезе еще одного многофункционального скважинного спускаемого на кабеле инструмента;
- на фиг.8 показан вид в поперечном разрезе еще одного многофункционального скважинного спускаемого на кабеле инструмента;
- на фиг.9 показан вид в поперечном разрезе еще одного многофункционального скважинного спускаемого на кабеле инструмента, имеющего особую конструкцию поршня, как показано на фиг.10;
- на фиг.11 показана скважинная система; и
- на фиг.12 показана опора, поддерживающая штоки поршней.
Все чертежи являются схематическими и не обязательно выполнены в масштабе, при этом на них показаны только те части, которые необходимы для объяснения данного изобретения, поэтому другие части не показаны или показаны без объяснения.
Осуществление изобретения
На фиг.1 показан многофункциональный скважинный спускаемый на кабеле инструмент 1, предназначенный для отбора пробы текучей среды и/или для выпуска напорной струи текучей среды в скважине 2. Двойное функционирование инструмента может быть обеспечено за одну спускоподъемную операцию. Многофункциональный скважинный спускаемый на кабеле инструмент 1 содержит насос 4, имеющий отверстие 5 насоса, при этом насос соединен с камерой 6 для текучей среды, расположенной в корпусе 30 инструмента. Камеру для текучей среды используют для отбора пробы скважинной текучей среды 3 или хранения текучей среды 3, предназначенной для выпуска напорной струей в скважине. Камера 6 для текучей среды имеет первый конец 7, соединенный с возможностью передачи текучей среды с отверстием 5 насоса через насос 4, и второй конец 8 камеры, имеющий отверстие 9 камеры, расположенное ближе всего к забою скважины 2 и выполненное с возможностью обеспечения сообщения с возможностью передачи текучей среды со средой, окружающей инструмент. Камера 6 для текучей среды имеет стенку 10 и содержит первый поршень 11 и второй поршень 12, разделяющие камеру для текучей среды на первую секцию 13 камеры, вторую секцию 14 камеры и третью секцию 15 камеры. Первая секция 13 камеры соединена с возможностью передачи текучей среды с насосом 4, а третья секция 15 камеры соединена с возможностью передачи текучей среды с отверстием 9. Первый поршень 11 соединен с первым концом 16 штока 17 первого поршня, а второй поршень соединен с первым концом 18 штока 19 второго поршня. Вдоль штока 17 первого поршня расположена с возможностью скольжения первая опора 20 для поддержания штока первого поршня, а вдоль штока 19 второго поршня расположена с возможностью скольжения вторая опора 21 для поддержания штока второго поршня. Между первым поршнем 11 и первой опорой 20 расположена первая пружина 22, 22а, а между вторым поршнем 12 и второй опорой 21 расположена другая первая пружина 22, 22b, так что когда насос 4 создает перепад давлений на поршнях, то обеспечено перемещение поршней в одном направлении с активизацией тем самым усилия первых пружин и обеспечением возможности прохождения текучей среды из одной секции камеры к другой секции камеры.
Благодаря наличию двух поршней, выполненных с возможностью механического приведения в действие посредством направления прокачивания, между поршнями обеспечено наличие секции камеры для текучей среды, выполненной с возможностью захвата текучей среды, то есть всасывания пробы текучей среды или захвата текучей среды, предназначенной для выталкивания через отверстие камеры. Таким образом, текучая среда, предназначенная для выпуска напорной струей из скважинного инструмента, находится по меньшей мере во второй секции камеры, а проба текучей среды из скважины всасывается по меньшей мере в первую секцию камеры и/или в третью секцию камеры. При работе инструмент всасывает текучую среду предпочтительно во все секции камеры, или инструмент выпускает напорную струю текучей среды, захваченной по меньшей мере во второй секции камеры, и предпочтительно также текучей среды, захваченной в первой и в третьей секциях камеры, из инструмента. Текучая среда, предназначенная для выпуска напорной струей, например этанол, естественно не смешивается со скважинной текучей средой, например во время транспортировки, так что даже если третья секция камеры была заполнена текучей средой, содержащей этанол, то текучая среда не будет смешиваться, даже если третья секция камеры была открыта в окружающую среду скважины. Насос поддерживает закачивание текучей среды в первую секцию камеры или в третью секцию камеры в зависимости от направления выпуска напорной струи текучей среды из инструмента. Таким же образом, текучая среда предпочтительно всасывается в первую, вторую и третью секции камеры по меньшей мере до тех пор, пока не будет захвачена проба текучей среды во вторую секцию камеры.
Расположение поршня между поршнем и опорой представляет собой простой метод решения с точки зрения механики, в котором обеспечена активизация усилия пружины таким образом, что когда насос не работает, то обеспечивается перемещение поршня в его исходное закрытое положение с уплотнением тем самым второй секции камеры, то есть при этом обеспечен захват пробы текучей среды или текучей среды, предназначенной для выталкивания напорной струей в скважине, секцией камеры для текучей среды.
Когда осуществляют выталкивание или выпуск напорной струи текучей среды, например, для разрушения гидратной пробки 41 в скважине 2, как показано на фиг.2, то вторую секцию 14 камеры заполняют текучей средой, например, этанолом, при этом инструмент 1 располагают в скважине 2 напротив гидратной пробки 41. Затем приводят в действие насос 4 для обеспечения давления сжатия, в результате чего первый поршень 11 продвигается в противоположном направлении от насоса 4 с обеспечением возможности протекания текучей среды из первой секции 13 камеры ко второй секции 14 камеры, в то время как второй поршень 12 также перемещается от насоса 4 с обеспечением возможности протекания текучей среды из второй секции 14 камеры к третьей секции 15 камеры, как обозначено стрелками. Таким образом, скважинная текучая среда, окружающая инструмент 1, всасывается через выпускные отверстия 44 насоса в первую секцию 13 камеры, проходит мимо первого поршня 11 и сквозь первую опору 20 во вторую секцию 14 камеры и смешивается с текучей средой, содержащей этанол. Смешанная текучая среда 3 во второй секции 14 камеры протекает мимо второго поршня 12 в третью секцию 15 камеры, затем сквозь вторую опору 21 и наружу через отверстие 9 в конце 8 второй камеры и дальше выпускается напорной струей в направлении гидратной пробки 41 для ее разрушения. Вторая секция 14 камеры может быть заполнена на поверхности различными очищающими текучими средами в зависимости от цели выпуска напорной струи. Отверстие 9 может быть снабжено срезным диском, откидным элементом, клапаном и так далее. Кроме того, выпуск напорной струи также может быть выполнен через выпускные отверстия 44 насоса в зависимости от направления прокачивания. Однако если текучая среда, предназначенная для откачивания из инструмента, представляет собой кислоту, то текучую среду выпускают сильной струей из отверстия 9 так, что кислота не поступает в насос.
При отборе пробы в скважине инструмент 1 погружают в скважину 2 и располагают в заданном положении, в котором необходимо взять пробу. Затем насос 4 создает давление всасывания, в результате чего первый поршень 11 продвигается в направлении насоса 4, как показано на фиг.3, обеспечивая протекание текучей среды из второй секции 14 камеры к первой секции 13 камеры, в то время как второй поршень 12 также перемещается в направлении насоса 4, обеспечивая возможность протекания текучей среды из третьей секции 15 камеры ко второй секции 14 камеры, как обозначено стрелками. Таким образом, скважинная текучая среда, окружающая инструмент 1, всасывается в камеру 6 для текучей среды через отверстие 9 камеры в третью секцию 15 камеры мимо второй опоры 21, затем мимо второго поршня 12 и дальше во вторую секцию 14 камеры. Текучая среда во второй секции 14 камеры проходит мимо первой опоры 20, затем мимо первого поршня 11 и далее протекает в отверстие 5 насоса и выходит наружу через выпускные отверстия 44 в насосе 4. Насос продолжает закачивать текучую среду в камеру 6 для текучей среды для обеспечения того, что вся текучая среда, имеющаяся в инструменте 1 на поверхности, заменена скважинной текучей средой, после чего насос останавливают, при этом усилие пружины перемещает первый и второй поршни 11, 12 обратно к их закрытым положениям с обеспечением тем самым уплотнения второй секции 14 камеры, содержащей пробу текучей среды. Кроме того, отбор пробы также может происходить через выпускные отверстия 44 насоса, в зависимости от направления прокачивания.
Насос приводят в действие посредством электрического двигателя 56, получающего электропитание через кабель 57. Чтобы переключить насос от создания давления всасывания на создание давления сжатия, необходимо просто переключить направление вращение насоса, причем это переключение может быть выполнено в скважине без необходимости в подъеме инструмента к поверхности, что обеспечивает значительную экономию рабочего времени.
Как показано на фиг.1-3, первый поршень 11 расположен с одной стороны от первой опоры 20, при этом первый конец 16 штока 19 второго поршня выполнен с возможностью прохождения в отверстие 23 в первой опоре. Второй конец 24 штока 17 первого поршня расположен с противоположной стороны от первой опоры 20. Второй поршень 12 таким же образом расположен с одной стороны от второй опоры 21, при этом первый конец 18 штока 19 второго поршня выполнен с возможностью прохождения в отверстие 23 во второй опоре 21. Второй конец 24 штока первого поршня расположен с противоположной стороны от первой опоры 20. Опоры, таким образом, выполнены с возможностью поддержания штоков поршней и управления ими при одновременном перемещении совместно с поршнями назад и вперед относительно насоса.
Для обеспечения возможности протекания текучей среды мимо опор каждая опора имеет по меньшей мере одно сквозное отверстие 25, обеспечивающее протекание текучей среды из одной секции камеры к другой секции камеры, когда поршни находятся в их открытых положениях. Таким образом, даже если поршни находятся в их закрытых положениях, обеспечена возможность прохождения текучей среды сквозь опоры.
Как показано на фиг.1-3, обеспечена возможность прохождения текучей среды мимо поршней, когда поршни находятся в их открытых положениях, как показано на фиг.2 и 3, так как стенка камеры содержит по меньшей мере две канавки 27, выполненные вдоль продольной оси 28 (показанной на фиг.1) камеры 6 для текучей среды. Одна канавка расположена с одной стороны поршня, когда поршень находится в его закрытом положении, как показано на фиг.1, а другая канавка расположена с другой стороны от поршня. Для обеспечения текучей среде доступа к прохождению мимо поршней, поршни расположены напротив канавок в открытом положении поршня. На фиг.4 показано поперечное сечение инструмента, изображенного на фиг.1, выполненное по линии А-А, показывающее расположение канавок 27.
Характеристика пружины может быть задана размерами, соответствующими давлению в скважине так, что поршни удерживаются в их уплотненных и закрытых положениях при перемещении инструмента вверх или вниз в скважине с захватом текучей среды во второй секции камеры, даже если давление в скважине изменяется.
На фиг.1 показано, что первая опора 20 расположена во второй секции 14 камеры, а вторая опора 21 расположена в третьей секции 15 камеры. На фиг.6 показано, что первая опора 20 расположена в первой секции 13 камеры, а вторая опора 21 расположена во второй секции 14 камеры.
Как показано на фиг.1-3, корпус 30 инструмента, образующий стенку камеры, содержит по меньшей мере две корпусные части 30а, 30b. Корпусные части соединены друг с другом разъемным образом напротив второй секции 14 камеры так, что проба текучей среды может быть получена из второй секции 14 камеры посредством демонтажа двух корпусных частей 30а, 30b. Вторая секция камеры может быть также опорожнена или заполнена через выпускное отверстие 31, снабженное отсоединяемой заглушкой 32, для извлечения пробы у поверхности или заполнения второй секции 14 камеры текучей средой, предназначенной для выпуска напорной струей. После перемещения поршней первая и/или третья секция камеры также может быть опорожнена.
На фиг.5 показан многофункциональный скважинный спускаемый на кабеле инструмент 1, дополнительно содержащий вторую пружину 29, примыкающую к первой опоре 20 и соединенную со вторым концом 24 штока 17 первого поршня, и другую вторую пружину 29, примыкающую ко второй опоре 21 и соединенную со вторым концом 24 штока 19 второго поршня.
Обе первые пружины, показанные на фиг.1-3, выполнены с возможностью сжатия и растяжения при создании усилия для перемещения поршней назад к их закрытым положениям после отключения насоса. На фиг.5 показано, что первые пружины сжимаются, когда поршни перемещаются от насоса (в режиме выпуска напорной струи), а вторые пружины сжимаются, когда поршни перемещаются в направлении насоса (в режиме отбора проб).
На фиг.1-5 показано, что стенка 10 камеры снабжена канавками, а на фиг.6 показано, что стенка камеры содержит две первые периферические выступающие части 26, расположенные напротив одного из поршней в закрытом положении поршня и обеспечивающие уплотнение между двумя секциями камеры. На фиг.6 показано, что после перемещения поршней в направлении насоса или от него, обеспечено прохождение текучей среды мимо поршней по их перифериям. Это обусловлено тем, что первые периферические выступающие части сужаются в направлении первого и второго концов камеры.
Помимо этого, многофункциональный скважинный спускаемый на кабеле инструмент 1, показанный на фиг.6, снабжен выступом 35 на втором конце штоков поршней, соединяющим вторую пружину со вторым концом и препятствующим уходу второй пружины со второго конца штока поршня при сжатии второй пружины.
На фиг.7 показано, что первая опора 20 расположена в первой секции 13 камеры, а вторая опора 21 расположена во второй секции 14 камеры. Стенка камеры снабжена канавкой 27, аналогичной канавке, показанной на виде в поперечном сечении на фиг.4.
Опоры, показанные на фиг.8, присоединены ко вторым концам штоков поршней, при этом первые пружины присоединены к выступу 47 в стенке 10 камеры и к опорам, так что пружина обеспечивает как усилие оттягивания, так и сжатия. Таким образом, опоры выполнены с возможностью перемещения совместно с поршнями, показанными на фиг.8.
На фиг.9 показано, что первый и второй поршни 11, 12 имеют первый диаметр D1 поршня ближе всего к концам камеры для текучей среды, и второй диаметр D2 поршня ближе всего ко второй секции камеры. Поршни выполнены с периферической канавкой 33, в которой расположен уплотнительный элемент 34. Таким образом, канавка выполнена между первым диаметром поршня и вторым диаметром поршня. Первый диаметр поршня также может быть меньше второго диаметра поршня, что обеспечивает возможность прохождения текучей среды из указанных концов мимо первого диаметра поршня и перемещения уплотнительного элемента в направлении стенки камеры, как показано в увеличенном виде на фиг.10.
Благодаря наличию второго диаметра, меньшего, чем первый диаметр, проба текучей среды, имеющая давление по существу более высокое, чем давление скважинной текучей среды, по мере возврата инструмента к устью скважины, способствует продвижению уплотнительного элемента наружу с обеспечением тем самым лучшего уплотнения между второй секцией камеры и другими секциями камеры, так как перепад давлений между пробой текучей среды и окружающей скважинной текучей средой увеличивается.
На фиг.12 показана первая опора, содержащая вырез 43. Вырез 43 образует вместе с корпусом инструмента, показанным пунктирными линиями, проходы 45 для текучей среды, так что обеспечена возможность прохождения текучей среды мимо опоры, когда опора расположена в корпусе инструмента. Вторая опора является идентичной первой опоре, показанной на фиг.12.
Как показано на фиг.5, в канавке штока поршня расположен срезной штифт или срезной диск для предотвращения случайного скольжения поршня пока не будет достигнуто определенное давление, при котором срезной штифт или диск срезается, давая возможность поршню скользить. Во время перемещения инструмента вниз скважинной трубчатой конструкции или вниз эксплуатационной обсадной колонны инструмент может наталкиваться на препятствия, ниппели и так далее, при этом благодаря наличию срезного штифта или диска поршни предотвращено случайное перемещение поршней во время этих ударов, при этом исключено протекание текучей среды, захваченной во второй камере.
Кроме того, внутренняя поверхность камеры и поверхность поршней может содержать слой из керамического материала, например SiO или стекла. Таким образом, камера выполнена с возможностью переноса в ней кислоты или коррозионной текучей среды.
Под текучей средой или скважинной текучей средой понимается любой тип текучей среды, которая может присутствовать в нефтяной или газовой скважине, например, природный газ, нефть, буровой раствор, сырая нефть, вода и так далее. Под газом понимается любой тип газовой смеси, присутствующей в скважине, законченной или не закрепленной обсадными трубами, а под нефтью понимается любой тип нефтяной смеси, например, сырая нефть, нефтесодержащая текучая среда и так далее. Таким образом, в состав газа, нефти и воды могут входить другие элементы или вещества, которые не являются газом, нефтью и/или водой, соответственно.
В том случае, когда невозможно полностью погрузить инструмент в обсадную колонну, может быть использован приводной модуль 51, например скважинный трактор, для проталкивания инструмента до нужного положения в скважине, как показано на фиг.11, для перемещения скважинной системы 100 вперед в скважине или обсадной колонне 55. Скважинный трактор может иметь выполненные с возможностью выдвижения рычаги 52, имеющие колеса, причем колеса 53 выполнены с возможностью вхождения в контакт с внутренней поверхностью обсадной колонны 55 для продвижения трактора и инструмента вперед в обсадной колонне. Скважинный трактор представляет собой любой вид приводного инструмента, способного толкать или тянуть инструменты в скважине, например, Well Tractor®.
Под обсадной колонной, эксплуатационной обсадной колонной или скважинной трубчатой конструкцией понимается любой тип трубы, трубчатого элемента, трубопровода, хвостовика, колонны труб и так далее, используемых в скважине при добыче нефти или природного газа.
Хотя изобретение описано выше на примере предпочтительных вариантов его осуществления, специалисту в данной области техники очевидно, что возможны несколько модификаций данного изобретения, не выходящие за пределы объема правовой охраны изобретения, определенного нижеследующей формулой изобретения.
Claims (38)
1. Многофункциональный скважинный спускаемый на кабеле инструмент (1), предназначенный для отбора пробы текучей среды и выпуска напорной струи текучей среды в скважине (2), содержащий:
- насос (4), имеющий отверстие (5) насоса; и
- камеру (6) для текучей среды, предназначенную для отбора пробы текучей среды (3) или хранения текучей среды (3), предназначенной для выпуска напорной струей, причем камера для текучей среды имеет первый конец (7) камеры, соединенный с отверстием насоса, и второй конец (8) камеры, имеющий отверстие (9) камеры;
при этом камера для текучей среды имеет стенку (10) камеры и содержит:
- первый поршень (11) и второй поршень (12), разделяющие камеру для текучей среды на первую секцию (13) камеры, вторую секцию (14) камеры и третью секцию (15) камеры, при этом первый поршень соединен с первым концом (16) штока (17) первого поршня, а второй поршень соединен с первым концом (18) штока (19) второго поршня;
- первую опору (20), выполненную с возможностью поддержания штока первого поршня;
- вторую опору (21), выполненную с возможностью поддержания штока второго поршня; и
- первую пружину (22, 22а), расположенную между первым поршнем и первой опорой, и другую первую пружину (22, 22b), расположенную между вторым поршнем и второй опорой, так что когда насос создает перепад давлений на поршнях, то обеспечено перемещение поршней в одном направлении с активизацией тем самым усилия первых пружин и обеспечением возможности протекания текучей среды из одной секции камеры в другую секцию камеры.
2. Многофункциональный скважинный спускаемый на кабеле инструмент по п.1, в котором насос обеспечивает давление всасывания в первой секции камеры, при этом обеспечено перемещение поршня в одном направлении к насосу с обеспечением возможности протекания текучей среды из второй секции камеры к первой секции камеры и, соответственно, из третьей секции камеры ко второй секции камеры.
3. Многофункциональный скважинный спускаемый на кабеле инструмент по п.1 или 2, в котором насос обеспечивает давление сжатия в первой секции камеры, при этом обеспечено перемещение поршня в противоположном направлении от насоса с обеспечением возможности протекания текучей среды из первой секции камеры ко второй секции камеры и, соответственно, из второй секции камеры к третьей секции камеры.
4. Многофункциональный скважинный спускаемый на кабеле инструмент по любому из пп.1-3, дополнительно содержащий вторую пружину (29), примыкающую к опорам и соединенную со вторым концом (24) штоков поршней.
5. Многофункциональный скважинный спускаемый на кабеле инструмент по п.4, в котором поршень расположен с одной стороны опоры, а первый конец штока поршня проходит сквозь отверстие (23) в опоре, причем второй конец (24) штока поршня расположен с противоположной стороны опоры.
6. Многофункциональный скважинный спускаемый на кабеле инструмент по любому из пп.1-5, в котором каждая опора имеет по меньшей мере одно сквозное отверстие (25), обеспечивающее возможность протекания текучей среды из одной секции камеры в другую.
7. Многофункциональный скважинный спускаемый на кабеле инструмент по любому из пп.1-6, в котором стенка камеры содержит по меньшей мере первую периферическую выступающую часть (26), расположенную напротив одного из поршней в закрытом положении поршня и обеспечивающую уплотнение между двумя секциями камеры.
8. Многофункциональный скважинный спускаемый на кабеле инструмент по п.7, в котором по меньшей мере первая периферическая выступающая часть выполнена сужающейся в направлении первого и второго концов камеры.
9. Многофункциональный скважинный спускаемый на кабеле инструмент по любому из пп.1-8, в котором стенка камеры содержит по меньшей мере одну канавку (27), выполненную вдоль продольного направления (28) камеры для текучей среды, при этом канавка расположена напротив поршня в открытом положении поршня, в котором обеспечена возможность протекания текучей среды из одной секции камеры в другую.
10. Многофункциональный скважинный спускаемый на кабеле инструмент по любому из пп.1-9, в котором корпус (30) инструмента, формирующий стенку камеры, содержит по меньшей мере две части корпуса, причем указанные две части корпуса соединены друг с другом разъемным образом напротив второй секции камеры.
11. Многофункциональный скважинный спускаемый на кабеле инструмент по любому из пп.1-10, в котором вторая секция камеры имеет выпускное отверстие (31), снабженное отсоединяемой заглушкой (32) для извлечения пробы у поверхности или для заполнения второй секции камеры текучей средой, предназначенной для выпуска напорной струей.
12. Многофункциональный скважинный спускаемый на кабеле инструмент по любому из пп.1-11, в котором поршни имеют:
- первый диаметр (D1) поршня ближе всего к концам камеры для текучей среды;
- второй диаметр (D2) поршня ближе всего ко второй секции камеры;
- периферическую канавку (33), выполненную между первым диаметром поршня и вторым диаметром поршня; и
- уплотнительный элемент (34), расположенный в канавке;
причем второй диаметр поршня меньше первого диаметра поршня, что обеспечивает возможность текучей среде из второй камеры проходить мимо второго диаметра поршня и перемещать уплотнительный элемент в направлении стенки камеры.
13. Скважинная система (100), предназначенная для отбора пробы текучей среды и выпуска напорной струи текучей среды в скважине, содержащая:
- многофункциональный скважинный спускаемый на кабеле инструмент (1) по любому из пп.1-12; и
- скважинный приводной модуль (51), например скважинный трактор для продвижения системы вперед в скважине.
14. Способ отбора пробы с использованием многофункционального скважинного спускаемого на кабеле инструмента (1) по любому из пп.1-12, содержащий следующие этапы:
- размещают инструмент в скважине в заданном положении;
- обеспечивают давление всасывания в первой секции камеры посредством насоса;
- перемещают первый поршень в направлении насоса с обеспечением возможности прохождения скважинной текучей среды из второй секции камеры в первую секцию камеры; и
- перемещают второй поршень в направлении насоса с обеспечением возможности прохождения скважинной текучей среды из третьей секции камеры во вторую секцию камеры, всасывания скважинной текучей среды через отверстие во втором конце камеры для текучей среды в третью секцию камеры и дальше во вторую секцию камеры.
15. Способ выпуска напорной струи с использованием многофункционального скважинного спускаемого на кабеле инструмента (1) по любому из пп.1-12, содержащий следующие этапы:
- заполняют вторую секцию камеры текучей средой;
- размещают инструмент в скважине в заданном положении;
- обеспечивают давление сжатия в первой секции камеры посредством насоса;
- перемещают первый поршень от насоса с обеспечением возможности прохождения скважинной текучей среды из насоса во вторую секцию камеры; и
- перемещают второй поршень от насоса с обеспечением возможности прохождения скважинной текучей среды из второй секции камеры в третью секцию камеры и наружу через отверстие во втором конце камеры для текучей среды.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EP14171978.1A EP2955320A1 (en) | 2014-06-11 | 2014-06-11 | Dual function downhole tool |
| EP14171978.1 | 2014-06-11 | ||
| PCT/EP2015/062885 WO2015189239A1 (en) | 2014-06-11 | 2015-06-10 | Dual function downhole tool |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2016151511A RU2016151511A (ru) | 2018-07-12 |
| RU2016151511A3 RU2016151511A3 (ru) | 2018-12-20 |
| RU2688823C2 true RU2688823C2 (ru) | 2019-05-22 |
Family
ID=50927983
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016151511A RU2688823C2 (ru) | 2014-06-11 | 2015-06-10 | Скважинный инструмент двойного назначения |
Country Status (12)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US10337323B2 (ru) |
| EP (2) | EP2955320A1 (ru) |
| CN (1) | CN106460479B (ru) |
| AU (1) | AU2015273635B2 (ru) |
| BR (1) | BR112016027672B1 (ru) |
| CA (1) | CA2950502A1 (ru) |
| DK (1) | DK3155209T3 (ru) |
| MX (1) | MX2016015721A (ru) |
| MY (1) | MY187107A (ru) |
| RU (1) | RU2688823C2 (ru) |
| SA (1) | SA516380374B1 (ru) |
| WO (1) | WO2015189239A1 (ru) |
Families Citing this family (15)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP2955320A1 (en) * | 2014-06-11 | 2015-12-16 | Welltec A/S | Dual function downhole tool |
| US10337270B2 (en) | 2015-12-16 | 2019-07-02 | Neo Products, LLC | Select fire system and method of using same |
| CA3031629C (en) * | 2016-09-13 | 2021-12-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand fall-back prevention tools |
| NO343357B1 (en) * | 2016-12-22 | 2019-02-11 | Altus Intervention Tech As | System and method for cleaning a production tubing |
| CN106884620B (zh) * | 2017-02-22 | 2019-04-19 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种水平井冲砂工具 |
| US11332992B2 (en) | 2017-10-26 | 2022-05-17 | Non-Explosive Oilfield Products, Llc | Downhole placement tool with fluid actuator and method of using same |
| WO2019089660A1 (en) | 2017-10-30 | 2019-05-09 | Ormond Energy Innovations Inc. | Sealed connector with triggered mating and method of using same |
| EP3492693A1 (en) * | 2017-12-04 | 2019-06-05 | Welltec Oilfield Solutions AG | Downhole inflow production restriction device |
| CN109632386B (zh) * | 2019-01-17 | 2021-03-23 | 西南石油大学 | 一种智能伞状齿轮齿条支腿差动式取样器 |
| US11448027B2 (en) * | 2020-08-14 | 2022-09-20 | Saudi Arabian Oil Company | Acid wash system for wireline and slickline |
| US20220120179A1 (en) * | 2020-10-15 | 2022-04-21 | Saudi Arabian Oil Company | Dispensing and collection fluids with wireline chamber tool |
| EP4063612A1 (en) * | 2021-03-22 | 2022-09-28 | Welltec A/S | Downhole pumping tool |
| US20220364429A1 (en) * | 2021-05-14 | 2022-11-17 | Conocophillips Company | Dissolvable plug removal with erosive tool |
| GB2608480A (en) * | 2022-01-25 | 2023-01-04 | Nxg Tech Limited | Apparatus for controlling a downhole device |
| US11702914B1 (en) * | 2022-03-29 | 2023-07-18 | Saudi Arabian Oil Company | Sand flushing above blanking plug |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3273647A (en) * | 1963-08-19 | 1966-09-20 | Halliburton Co | Combination well testing and treating apparatus |
| WO1994000671A1 (en) * | 1992-06-19 | 1994-01-06 | Western Atlas International, Inc. | Method and apparatus for pressure, volume, and temperature measurement and characterization of subsurface formations |
| RU2294431C1 (ru) * | 2005-10-13 | 2007-02-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Устройство для отбора проб жидкости из скважины |
| US20100258297A1 (en) * | 2009-04-14 | 2010-10-14 | Baker Hughes Incorporated | Slickline Conveyed Debris Management System |
| US20100319779A1 (en) * | 2009-06-23 | 2010-12-23 | Kent David Harms | Three-position fluid valve for downhole use |
| RU2492323C1 (ru) * | 2012-04-09 | 2013-09-10 | Анатолий Георгиевич Малюга | Способ исследования пластов в процессе бурения нефтегазовых скважин и опробователь для его осуществления |
Family Cites Families (18)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3126060A (en) * | 1964-03-24 | L loiacano | ||
| US3692106A (en) * | 1971-04-12 | 1972-09-19 | Edward R Basham | Apparatus for ejecting fluid in a borehole |
| US3741302A (en) * | 1971-09-08 | 1973-06-26 | Brown Well Service & Supply Co | Liner hanging apparatus |
| IT1137690B (it) * | 1980-07-17 | 1986-09-10 | Inst Burovoi Tekhnik | Dispositivo a valvola |
| US4856585A (en) * | 1988-06-16 | 1989-08-15 | Halliburton Company | Tubing conveyed sampler |
| US5377755A (en) * | 1992-11-16 | 1995-01-03 | Western Atlas International, Inc. | Method and apparatus for acquiring and processing subsurface samples of connate fluid |
| GB2348225B (en) * | 1999-03-24 | 2002-03-27 | Baker Hughes Inc | Production tubing shunt valve |
| US6557632B2 (en) * | 2001-03-15 | 2003-05-06 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus to provide miniature formation fluid sample |
| US6904973B2 (en) * | 2003-04-02 | 2005-06-14 | My-D Han-D Company | Downhole pump |
| CA2442223A1 (en) * | 2003-09-24 | 2005-03-24 | Robert Mark Balen | Self-propelled swabbing device |
| US7886825B2 (en) * | 2006-09-18 | 2011-02-15 | Schlumberger Technology Corporation | Formation fluid sampling tools and methods utilizing chemical heating |
| WO2009018173A2 (en) * | 2007-07-27 | 2009-02-05 | Weatherford/Lamb, Inc. | Continuous flow drilling systems and methods |
| US7647989B2 (en) * | 2008-06-02 | 2010-01-19 | Vetco Gray Inc. | Backup safety flow control system for concentric drill string |
| US8276662B2 (en) * | 2009-07-15 | 2012-10-02 | Schlumberger Technology Corporation | Systems and methods to filter and collect downhole fluid |
| GB2484692B (en) * | 2010-10-20 | 2016-03-23 | Camcon Oil Ltd | Fluid injection device |
| US9416606B2 (en) * | 2012-11-14 | 2016-08-16 | Schlumberger Technology Corporation | While drilling valve system |
| GB201304859D0 (en) * | 2013-03-17 | 2013-05-01 | Tco As | Flow system |
| EP2955320A1 (en) * | 2014-06-11 | 2015-12-16 | Welltec A/S | Dual function downhole tool |
-
2014
- 2014-06-11 EP EP14171978.1A patent/EP2955320A1/en not_active Withdrawn
-
2015
- 2015-06-10 EP EP15728498.5A patent/EP3155209B1/en active Active
- 2015-06-10 RU RU2016151511A patent/RU2688823C2/ru active
- 2015-06-10 MY MYPI2016002095A patent/MY187107A/en unknown
- 2015-06-10 AU AU2015273635A patent/AU2015273635B2/en active Active
- 2015-06-10 MX MX2016015721A patent/MX2016015721A/es unknown
- 2015-06-10 CN CN201580027503.0A patent/CN106460479B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2015-06-10 BR BR112016027672-8A patent/BR112016027672B1/pt active IP Right Grant
- 2015-06-10 DK DK15728498.5T patent/DK3155209T3/da active
- 2015-06-10 WO PCT/EP2015/062885 patent/WO2015189239A1/en active Application Filing
- 2015-06-10 US US15/316,949 patent/US10337323B2/en active Active
- 2015-06-10 CA CA2950502A patent/CA2950502A1/en not_active Abandoned
-
2016
- 2016-11-24 SA SA516380374A patent/SA516380374B1/ar unknown
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3273647A (en) * | 1963-08-19 | 1966-09-20 | Halliburton Co | Combination well testing and treating apparatus |
| WO1994000671A1 (en) * | 1992-06-19 | 1994-01-06 | Western Atlas International, Inc. | Method and apparatus for pressure, volume, and temperature measurement and characterization of subsurface formations |
| RU2294431C1 (ru) * | 2005-10-13 | 2007-02-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Устройство для отбора проб жидкости из скважины |
| US20100258297A1 (en) * | 2009-04-14 | 2010-10-14 | Baker Hughes Incorporated | Slickline Conveyed Debris Management System |
| US20100319779A1 (en) * | 2009-06-23 | 2010-12-23 | Kent David Harms | Three-position fluid valve for downhole use |
| RU2492323C1 (ru) * | 2012-04-09 | 2013-09-10 | Анатолий Георгиевич Малюга | Способ исследования пластов в процессе бурения нефтегазовых скважин и опробователь для его осуществления |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| BR112016027672B1 (pt) | 2022-04-05 |
| AU2015273635A1 (en) | 2017-01-19 |
| EP2955320A1 (en) | 2015-12-16 |
| MX2016015721A (es) | 2017-03-16 |
| US10337323B2 (en) | 2019-07-02 |
| CN106460479B (zh) | 2019-12-03 |
| RU2016151511A3 (ru) | 2018-12-20 |
| SA516380374B1 (ar) | 2023-02-09 |
| MY187107A (en) | 2021-08-31 |
| DK3155209T3 (da) | 2021-05-17 |
| CN106460479A (zh) | 2017-02-22 |
| US20170114636A1 (en) | 2017-04-27 |
| BR112016027672A2 (ru) | 2017-08-15 |
| EP3155209A1 (en) | 2017-04-19 |
| WO2015189239A1 (en) | 2015-12-17 |
| CA2950502A1 (en) | 2015-12-17 |
| EP3155209B1 (en) | 2021-02-17 |
| RU2016151511A (ru) | 2018-07-12 |
| AU2015273635B2 (en) | 2018-03-15 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2688823C2 (ru) | Скважинный инструмент двойного назначения | |
| US6966367B2 (en) | Methods and apparatus for drilling with a multiphase pump | |
| US10774628B2 (en) | Hydraulically actuated downhole pump with traveling valve | |
| GB2544011B (en) | Wireline operated dump bailer and method for unloading of material in a well | |
| HUT74471A (en) | Formation injection tool for down-bore in-situ disposal | |
| EP3085882A1 (en) | Downhole tool string for plug and abandonment by cutting | |
| CA2627822C (en) | Top hold down rod pump with hydraulically activated drain and method of use | |
| RU2447269C1 (ru) | Способ разработки месторождения с форсированным отбором продукции и устройство для его осуществления | |
| CN202990953U (zh) | 螺杆泵防喷机械锚 | |
| RU2440491C1 (ru) | Устройство для освоения пласта скважины свабированием | |
| CN105649579B (zh) | 一种近井距井组单管无杆液压试采装置 | |
| CN110886595B (zh) | 一种注采一体装置 | |
| US20180156017A1 (en) | Hydrocarbon extraction tool and pump assemblies | |
| CN203097778U (zh) | 油井冲砂、捞砂一体化管柱 | |
| RU2713819C1 (ru) | Глубинный клапан-переключатель потоков жидкости в скважине для разных способов эксплуатации (варианты) | |
| RU80192U1 (ru) | Струйная установка для эксплуатации многопластовых месторождений | |
| RU2049221C1 (ru) | Металлошламоуловитель | |
| RU158017U1 (ru) | Устройство для очистки забоя от посторонних предметов | |
| WO2022028740A1 (en) | Downhole cleaning tool and method | |
| CN115613981A (zh) | 一种井下射流解堵管柱 | |
| Holmes | Method and apparatus for removing sand from wells |