RU2336409C2 - Мандрель с боковым карманом, сохраняющая работоспособность после продавливания через нее цементного раствора - Google Patents
Мандрель с боковым карманом, сохраняющая работоспособность после продавливания через нее цементного раствора Download PDFInfo
- Publication number
- RU2336409C2 RU2336409C2 RU2005113715/03A RU2005113715A RU2336409C2 RU 2336409 C2 RU2336409 C2 RU 2336409C2 RU 2005113715/03 A RU2005113715/03 A RU 2005113715/03A RU 2005113715 A RU2005113715 A RU 2005113715A RU 2336409 C2 RU2336409 C2 RU 2336409C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- mandrel
- pipe
- tubing string
- cement
- liner
- Prior art date
Links
- 239000004568 cement Substances 0.000 title claims abstract description 60
- 239000002002 slurry Substances 0.000 title abstract description 14
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 41
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 19
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 13
- 239000011083 cement mortar Substances 0.000 claims description 5
- 238000005406 washing Methods 0.000 claims description 4
- 239000007799 cork Substances 0.000 claims 1
- 239000013013 elastic material Substances 0.000 claims 1
- 239000011440 grout Substances 0.000 claims 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 13
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 5
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 5
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 4
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 4
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 4
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004570 mortar (masonry) Substances 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000003466 welding Methods 0.000 description 2
- 238000009412 basement excavation Methods 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000010304 firing Methods 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000000465 moulding Methods 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/10—Valve arrangements in drilling-fluid circulation systems
-
- 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
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/10—Valve arrangements in drilling-fluid circulation systems
- E21B21/103—Down-hole by-pass valve arrangements, i.e. between the inside of the drill string and the annulus
-
- 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
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Cleaning In General (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Abstract
Группа изобретений относится к способу и устройствам для заканчивания скважин, в частности к способу заканчивания подземной скважины, мандрели с боковым карманом, сохраняющей работоспособность после продавливания через нее цементного раствора и цементировочной пробки для продавливания цементного раствора через насосно-компрессорную колонну. Способ включает сборку насосно-компрессорной колонны, имеющей по меньшей мере одну мандрель с боковым карманом, установку насосно-компрессорной колонны в стволе скважины. Через насосно-компрессорную колонну и мандрель в кольцевое пространство вокруг насосно-компрессорной колонны вытесняют цементный раствор, и значительную часть находящегося в мандрели цементного раствора удаляют за счет перемещения цементировочной пробки по мандрели давлением рабочей жидкости. Дополнительную часть находящегося в мандрели цементного раствора вымывают турбулизированным потоком рабочей жидкости при перемещении ею цементировочной пробки. Мандрель содержит продолговатую трубу, заканчивающуюся на дистальных концах асимметричными присоединительными переходниками, асимметричный проходной канал, проходящий в полости указанной трубы между присоединительными переходниками, цилиндрическую камеру, которая расположена в полости трубы между присоединительными переходниками сбоку от проходного канала трубы и имеет длину, составляющую менее половины длины полости трубы, нормально свободный эксплуатационный канал, проходящий в полости трубы от цилиндрической камеры к ближайшему присоединительному переходнику, и вкладыш, турбулизирующий поток рабочей жидкости, занимающий основную неиспользуемую часть полости трубы, расположенную за пределами ее проходного канала, цилиндрической камеры и эксплуатационного канала. Цементировочная пробка содержит передний блок манжет, закрепленный на корпусе пробки, задний блок манжет, закрепленный на корпусе пробки на расстоянии от переднего блока манжет, практически соответствующем длине звена, соединяющего трубы насосно-компрессорной колонны, и центратор, закрепленный на корпусе между передним и задним блоками манжет. Обеспечивает повышение эффективности способа за счет возможности очистки мандрели с боковым карманом от цементного раствора и за счет возможности ее использования при газлифтной эксплуатации скважины в дальнейшем. 3 н. и 9 з.п. ф-лы, 5 ил.
Description
Настоящее изобретение относится к способу и устройствам, используемым для заканчивания подземных скважин. В частности, изобретение относится к изготовлению, эксплуатации и применению элементов конструкции мандрели с боковым карманом, обеспечивающих возможность продавливания через ее проходной канал цементного раствора и турбулизирующих поток рабочей жидкости, движущийся за цементировочной пробкой при прохождении этой пробки через мандрель.
Мандрели с боковым карманом - это специальные скважинные камеры, встраиваемые в эксплуатационную насосно-компрессорную колонну (колонну НКТ), которую устанавливают в подземной скважине для добычи пластовых флюидов, таких как нефть или газ. В таких мандрелях, которые в литературе также называются оправками для съемного оборудования (клапанов), имеются сравнительно короткие цилиндрические камеры (боковые карманы), расположенные параллельно оси насосно-компрессорной колонны, но со смещением в сторону от нее. Эти боковые карманы через проемы сообщаются с трубным (внутренним) пространством насосно-компрессорной колонны, а через отверстия в стенке мандрели - с затрубным пространством. Боковые карманы представляют собой посадочные гнезда для регуляторов потока текучих сред (например, пусковых или рабочих клапанов) или приборов для измерения свойств флюидов и пород. Если мандрель служит для установки клапанов, это обеспечивает возможность регулирования потока текучих сред из проходного канала насосно-компрессорной колонны в кольцевое (затрубное) пространство или наоборот.
Поместить клапаны в боковые карманы мандрели или извлечь их оттуда можно с помощью канатной техники без подъема насосно-компрессорной колонны. Такие возможности регулирования потока текучих сред имеют большое значение для управления эксплуатацией скважины.
Другим аспектом управления эксплуатацией скважины, где применяются мандрели с боковым карманом, является подъем флюидов на поверхность газлифтным способом (т.н. газлифтная эксплуатация скважины). В земных недрах существует множество нефтяных коллекторов с огромными запасами газонефтяных флюидов, но недостаточной внутренней энергией для подъема пластовых флюидов на поверхность. Из-за глубины залегания коллектора традиционная насосная эксплуатация скважины бывает невозможной. В этих случаях пластовые флюиды можно извлекать из вмещающей породы с помощью газлифта.
Существует множество способов газлифтной эксплуатации скважин, но в большинстве случаев в кольцевое пространство закачивается сжимаемая среда, например, азот, двуокись углерода или природный газ из внешнего источника, которую по выбору (в то или иное время, в том или ином месте колонны) впускают во внутренний проходной канал насосно-компрессорной колонны через расположенные в боковых карманах клапаны. Разность давлений, под действием которой поток газа поднимается по каналу насосно-компрессорной колонны на поверхность, можно использовать для подсоса потока нефти вместе с транспортирующим газом, а также для проталкивания вверх по насосно-компрессорной колонне пробки, над которой находится столб жидкой нефти.
При первом вскрытии пласта-коллектора скважиной его внутренней энергии может быть достаточно для подъема на поверхность пластовых флюидов с обеспечением экономически приемлемого темпа добычи. Однако со временем эта энергия может рассеяться, причем задолго до истощения коллектора. Опыт эксплуатации скважин показывает, что такое развитие событий можно предупредить, установив на насосно-компрессорной колонне мандрели с боковыми карманами заблаговременно, не дожидаясь, пока возникнет реальная необходимость в газлифтной эксплуатации скважины. При возникновении такой необходимости единственной технологической операцией, требующейся для начала газлифтной эксплуатации, будет установка газлифтных клапанов с помощью канатной техники в соответствующие боковые карманы мандрелей. По сравнению с таким масштабным мероприятием, как подъем из скважины и повторный спуск в нее насосно-компрессорной колонны или колонны гибких труб длиной в несколько миль, объем работ по спуску в скважину газлифтных клапанов с помощью инструментов канатной техники минимален.
Эти соображения приобретают еще большее значение, когда основная часть ствола скважины остается необсаженной. Примерами здесь могут служить очень глубокие или длинные скважины или горизонтальные скважины. Так, длинная скважина может быть закончена при минимальной длине обсадной колонны. Ниже обсадной колонны ствол скважины вплоть до стенки эксплуатируемого коллектора остается необсаженным. Заканчивание скважины может проводиться за один спуск насосно-компрессорной колонны, снабженной переключательными (трехходовыми) клапанами и заливочными муфтами. Для изоляции продуктивной зоны цементируют кольцевое пространство между насосно-компрессорной колонной и стенкой ствола скважины выше этой зоны. Приток в скважину флюидов из продуктивной зоны вызывается перфорированием насосно-компрессорной колонны и окружающего ее цементного кольца.
Когда насосно-компрессорная колонна оборудуется мандрелями с боковым карманом для газлифтной эксплуатации скважины в дальнейшем, заканчивание скважины единственным спуском такой насосно-компрессорной колонны остается, к сожалению, невозможным. При нагнетании цементного раствора по каналу насосно-компрессорной колонны внутренний лабиринт мандрели до неприемлемой степени забивается цементным раствором.
Поэтому в основу настоящего изобретения положена задача создания такой конструкции мандрели с боковым карманом, которую можно было бы очищать от цементного раствора до того, как он схватится.
Еще одной задачей изобретения является разработка способа заканчивания скважины за один спуск насосно-компрессорной колонны с предварительной установкой в колонну мандрелей с боковым карманом, которые можно будет использовать при газлифтной эксплуатации скважины в дальнейшем.
Кроме того, задачей изобретения является создание устройства для очистки проходного канала мандрели с боковым карманом от цементного раствора и других загрязнений.
Перечисленные задачи решаются в предлагаемом способе заканчивания подземной скважины, при осуществлении которого:
собирают насосно-компрессорную колонну, имеющую по меньшей мере одну мандрель с боковым карманом;
устанавливают насосно-компрессорную колонну в стволе скважины;
через насосно-компрессорную колонну и мандрель в кольцевое пространство вокруг насосно-компрессорной колонны вытесняют цементный раствор;
значительную часть находящегося в мандрели цементного раствора удаляют за счет перемещения цементировочной пробки по мандрели давлением рабочей жидкости, а дополнительную часть находящегося в мандрели цементного раствора вымывают турбулизированным потоком рабочей жидкости при перемещении ею цементировочной пробки.
В предпочтительном варианте дополнительную часть (остатки) цементного раствора удаляют рабочей жидкостью практически полностью.
Перечисленные задачи решаются за счет использования устройства мандрели с боковым карманом, внутри которой вдоль ее проходного канала расположены конструктивные средства направления движения цементировочной пробки и воздействия на поток текучей среды, образующие необходимый просвет для установки клапана в боковой карман и обеспечивающие выравнивание устанавливаемого клапана. В общих словах, эти конструктивные средства представляют собой несколько удлиненных секторов (секций вкладыша), расположенных в мандрели с двух сторон от эксплуатационного канала, обеспечивающего доступ к боковому карману. Рельеф поверхности секторов, выполненные на ней выемки и поднутрения турбулизируют поток омывающей ее рабочей жидкости, способствуя вымыванию ею остатков цементного (тампонажного) раствора из полости мандрели. Турбулентность потока жидкости усиливается за счет выполнения в секторах поперечных струйных отверстий.
Сектора крепятся, предпочтительно сваркой, к стенке мандрели через проемы в стенке трубы. Эти сектора устанавливаются в виде параллельных направляющих с противоположных сторон эксплуатационного канала для прохода канатного инструмента. Эксплуатационный канал имеет минимально необходимую ширину для прохода канатного инструмента и клапана при установке клапана в цилиндрическую камеру бокового кармана и его извлечении.
Более конкретно, в изобретении предлагается мандрель с боковым карманом, содержащая:
продолговатую трубу, заканчивающуюся на дистальных концах асимметричными присоединительными переходниками;
асимметричный проходной канал, проходящий в полости указанной трубы между присоединительными переходниками;
цилиндрическую камеру, которая расположена в полости трубы между присоединительными переходниками сбоку от проходного канала трубы и имеет длину, составляющую менее половины длины полости трубы;
нормально свободный эксплуатационный канал, проходящий в полости трубы от цилиндрической камеры к ближайшему присоединительному переходнику;
вкладыш, турбулизирующий поток рабочей жидкости, занимающий основную неиспользуемую часть полости трубы, расположенную за пределами ее проходного канала, цилиндрической камеры и эксплуатационного канала.
В частных вариантах осуществления поверхность вкладыша имеет разрывы, турбулизирующие омывающий ее поток жидкости и образованные выемками. Разрывы поверхности вкладыша могут быть образованы поперечными струйными каналами.
Вкладыш может быть составлен из нескольких отдельных секций, каждая из которых отделена от соседних с ним секций. Каждая секция вкладыша может привариваться к стенке трубы, ограничивающей ее полость. Элементы вкладыша предпочтительно расположены практически параллельными рядами с противоположных сторон эксплуатационного канала.
Совместно с предлагаемой в изобретении мандрелью с боковым карманом предусмотрено использование цементировочной пробки (верхняя, или продавочная, пробка) с двумя разнесенными в продольном направлении группами, или блоками дисковых манжет. Группы дисковых манжет расположены относительно друг друга на расстоянии, соразмерном длине мандрели, благодаря чему при прохождении участка бокового кармана мандрели цементировочная пробка постоянно испытывает давление жидкости, действующее либо на переднюю, либо на заднюю группу дисковых манжет. Между двумя группами дисковых манжет расположен центратор, который при прохождении цементировочной пробкой мандрели, обеспечивает концентрическое расположение корпуса, соединяющего группы дисковых манжет в канале.
В качестве жидкости, под давлением которой цементировочная пробка вытесняет основную массу цементного раствора из полости мандрели с боковым карманом, часто используют легкую жидкость с низкой вязкостью, например воду. При прохождении потока жидкости за цементировочной пробкой через мандрель в мандрели возникает турбулентный режим течения, обусловленный критическими скоростями потока жидкости, омывающей профилированные поверхности секторов и вытекающей из струйных каналов, выполненных в секторах по их ширине. При таком турбулентном течении жидкость смывает и выносит остатки цементного раствора из полости мандрели до того, как цемент успеет затвердеть.
Для полного понимания настоящего изобретения далее приведено более подробное описание предпочтительных вариантов его осуществления, поясняемое следующими чертежами, на которых одинаковые или аналогичные элементы обозначены одними и теми же ссылочными номерами:
фиг.1 - схема конструкции скважины, поясняющая использование настоящего изобретения применительно к газлифтной эксплуатации скважины,
фиг.2 - продольный разрез мандрели с боковым карманом предлагаемой в изобретении конструкции;
фиг.3 - поперечный разрез мандрели, изображенной на фиг.2, секущей плоскостью 3-3 на фиг.2;
фиг.4 - объемное изображение секции направляющего вкладыша мандрели;
фиг.5 - вид предлагаемой в изобретении цементировочной пробки в разрезе вертикальной плоскостью.
На фиг.1 изображена типичная для осуществления изобретения конструкция скважины, где насосно-компрессорная колонна 10 закреплена в необсаженном стволе 12 скважины цементным кольцом 14. Цементное кольцо 14 поднимается до продуктивной зоны 16 скважины или выше нее. После цементирования и затвердения цемента трубу и цементное кольцо перфорируют химическими или стреляющими перфораторами, в результате чего в цементе образуются перфорационные разрывы 17, уходящие во вмещающую породу 16. Эти разрывы 17 образуют каналы для поступления скважинных флюидов из вмещающей породы в продуктивной зоне 16 скважины в проходной канал 18 насосно-компрессорной колонны 10.
Над верхней границей 15 цементного кольца 14 в насосно-компрессорной колонне 10 установлены одна или несколько разнесенных по длине колонны мандрелей 20 с боковым карманом, выполненных в соответствии с изобретением. По технологии цементирования после установки колонны 10 в необсаженной скважине в проходной канал 18 насосно-компрессорной колонны закачивают расчетное количество цементного (тампонажного) раствора. После того как в проходной канал 18 колонны будет закачано необходимое для цементирования количество цементного раствора с образованием вертикального столба, на замыкающий, или верхний, торец столба цементного раствора опускают цементировочную пробку 50, как это показано на фиг.5. Цементировочную пробку вставляют в проходной канал 18 насосно-компрессорной колонны до посадки на верхний торец 15 столба цементного раствора, когда последний находится у поверхности или рядом с устьем скважины. Насосно-компрессорную колонну повторно подключают к системе циркуляции рабочей жидкости, и в пространство за цементировочной пробкой 50 закачивают воду или другую рабочую жидкость, вытесняя цементный раствор вниз по проходному каналу 18 насосно-компрессорной колонны, а затем - вверх по кольцевому пространству. Часто на конце насосно-компрессорной колонны 10 устанавливают седло под цементировочную пробку, которое после посадки на него цементировочной пробки 50 запирает нижний конец насосно-компрессорной колонны 10.
Таким образом, положение верхней поверхности цементного кольца 15 можно определить с достаточной точностью. Аналогичным образом можно точно рассчитать и требуемое расположение мандрелей 20 на насосно-компрессорной колонне 10.
При цементировании кольцевого зазора проходящая через каждую мандрель цементировочная пробка вытесняет из мандрели значительную часть оказавшегося в ней цементного раствора. Однако в пустотах мандрели, представляющих собой необходимое эксплуатационное пространство для установки или снятия клапанов, пробок и приборов, задерживаются остатки цементного раствора. Если эти остатки затвердеют в мандрели, она, по существу, потеряет работоспособность. Отсутствие технических решений, обеспечивающих достаточную степень очистки этого рабочего пространства, не позволяло использовать мандрели с боковым карманом теми способами, что были описаны выше. Согласно изобретению турбулентный поток рабочей жидкости, движущейся через мандрель за цементировочной пробкой 50, смывает и выносит из каждой мандрели остатки цементного раствора.
Как показано на фиг.2, каждая установленная в насосно-компрессорной колонне 10 мандрель 20 с боковым карманом содержит два трубчатых присоединительных переходника 22 и 24 на ее верхнем и нижнем концах, соответственно. Дистальные концы присоединительных переходников имеют номинальный диаметр выходящих на поверхность насосно-компрессорных труб и резьбу для включения мандрели в насосно-компрессорную колонну последовательно с другими элементами колонны. Присоединительные переходники имеют также выраженную асимметрично растянутую часть, обеспечивающую переход от номинального диаметра насосно-компрессорной колонны на резьбовых концах переходников на увеличенный диаметр трубы. Между расширяющимися концами верхнего и нижнего присоединительных переходников расположена эксцентричная труба 26 большего диаметра с боковым карманом, которая, например, может быть сварена с присоединительными переходниками. Соответствующая присоединительным переходникам 22 и 24 геометрическая ось 32 смещена в сторону от оси 34 эксцентричной трубы и параллельна ей (см. фиг.3).
В проходном сечении эксцентричной трубы 26, которое смещено в сторону относительно сечения основного проходного канала 18 насосно-компрессорной колонны 10, имеется цилиндрическая камера 40 клапана. Из цилиндрической камеры 40 в поперечном направлении через внешнюю стенку эксцентричной трубы 26 выходят отверстия 42. В цилиндрической камере 40 помещается не показанный на чертежах клапан или пробка, который устанавливается с помощью инструмента канатной техники, называемого отклонителем или инструментом для установки газлифтных клапанов. Для проведения работ по заканчиванию скважины в цилиндрических камерах 40 мандрелей обычно устанавливают пробки. Такая пробка преграждает путь потоку текучей среды через отверстия 42 между внутренним проходным каналом мандрели и внешним кольцевым пространством, препятствуя поступлению цементного раствора в затрубное пространство при заканчивании скважины. После завершения всех работ по заканчиванию скважины пробка легко извлекается инструментом канатной техники и таким же инструментом меняется на регулятор потока текучей среды.
У верхнего конца мандрели 20 расположена направляющая муфта 27 с цилиндрическим криволинейным контуром для придания отклонителю заданной ориентации относительно цилиндрической камеры 40 известным специалистам способом.
Внутри эксцентричной трубы между образующей боковой карман цилиндрической камерой 40 и присоединительными переходниками 22 и 24 в два ряда расположены секции 35 направляющих вкладышей. Вообще говоря, эти направляющие вкладыши предусмотрены для заполнения основной части неиспользуемого внутреннего пространства эксцентричной трубы 26, что исключает возможность попадания в эти зоны цементного раствора. Кроме того, секции 35 направляющих вкладышей являются массивными ограничителями, препятствующими заходу цементировочной пробки в занимаемое ими пространство, тем самым предотвращая прихват пробки в этих зонах. Менее очевидная, но не менее важная функция секций направляющих вкладышей заключается в том, что они создают в пустотах мандрели турбулентные циркулирующие течения рабочей жидкости, движущейся за цементировочной пробкой.
Подобно четвертным трим-молдингам секции 35 направляющих вкладышей имеют дугообразную цилиндрическую поверхность 36 и пересекающиеся плоские поверхности 38 и 39. Расстояние между обращенными друг к другу поверхностями 38 вкладышей определяется величиной просвета, или эксплуатационного канала, необходимого для монтажа вставных клапанов и ввода отклонителя (инструмента для установки газлифтных клапанов).
Важная функция плоских поверхностей 39 заключается в том, что они образуют боковые стенки, направляющие цементировочную пробку 50 при ее перемещении по эксцентричной трубе 26 и удерживающие передние (направляющие) дисковые манжеты цементировочной пробки в проходном канале 18 насосно-компрессорной колонны, по которой движется основной поток текучей среды.
Каждая секция 35 направляющих вкладышей крепится в эксцентричной трубе 26 одним или несколькими сварными швами 49. В стенке эксцентричной трубы 26 высверлены или выфрезерованы окна 47 для доступа к дугообразной поверхности 36 при сварочных работах.
В каждой секции направляющего вкладыша по ее длине на подходящих расстояниях друг от друга через поверхности 38 и 39 просверлены поперечные струйные каналы 44, пересекающиеся в материале вкладыша. Кроме того, на поверхностях 38, 39 имеются выполненные на подходящих расстояниях друг от друга выемки, или пазы, 46. В предпочтительном варианте между соседними секциями 35 направляющих вкладышей имеются зазоры 48, компенсирующие неравномерность теплового расширения элементов конструкции мандрели во время термообработки мандрели в сборе при ее изготовлении. При необходимости эти зазоры 48 могут быть выполнены таким образом, чтобы также турбулизировать поток.
На фиг.5 схематично изображена цементировочная пробка 50, используемая совместно с мандрелью рассмотренной выше конструкции. Существенным отличием этой цементировочной пробки от аналогов является ее длина. Длина цементировочной пробки 50 приведена в соответствие с расстоянием между верхним и нижним присоединительными переходниками 22 и 24 мандрели. Цементировочная пробка 50 имеет переднюю (направляющую) группу, или блок, 52 дисковых манжет и заднюю (замыкающую) группу, или блок, 54 дисковых манжет. Между передней и задней группами дисковых манжет расположен пружинный центратор 56.
При заходе в мандрель 20 с боковым карманом передней группы 52 дисковых манжет создаваемое этими манжетами герметичное уплотнение канала нарушается, но плоские поверхности 39 направляющих вкладышей центрируют переднюю группу 52 дисковых манжет относительно оси проходного канала 18, по которому движется основной поток. В это время задняя группа 54 дисковых манжет еще находится в проходном канале 18 постоянного диаметра выше мандрели 20. Таким образом, действующее на заднюю группу 54 манжет давление продолжает нагружать корпус 58 цементировочной пробки. При дальнейшем перемещении цементировочной пробки по мандрели 20 под действием толкающего усилия со стороны задней группы 54 дисковых манжет пружинный центратор 56 удерживает среднюю часть корпуса 58 пробки в концентричном относительно оси канала положении. К моменту захода в мандрель 20 задней группы 54 дисковых манжет, сопровождаемого нарушением герметичности уплотнения канала, обеспечивающего продвижение цементировочной пробки, передняя группа 52 дисковых манжет плотно войдет в проходной канал 18 ниже мандрели 20, восстановив уплотнение на цементировочной пробке. Таким образом, когда на задней группе 54 дисковых манжет нарушится обеспечивающее движущую силу уплотнение, герметичное разобщение проходного канала уже будет обеспечено передней группой 52 дисковых манжет.
Несмотря на то, что изобретение описано выше на примере конкретных вариантов его выполнения, следует иметь в виду, что описание носит лишь иллюстративный характер и не исчерпывает возможностей осуществления изобретения, поскольку из данного описания специалисту должно быть понятна возможность осуществления изобретения иными техническими средствами и приемами. Соответственно предполагается, что изобретение осуществимо и в других видоизмененных формах, не противоречащих его сущности.
Claims (12)
1. Способ заканчивания подземной скважины, заключающийся в том, что собирают насосно-компрессорную колонну, имеющую, по меньшей мере, одну мандрель с боковым карманом, устанавливают насосно-компрессорную колонну в стволе скважины, через насосно-компрессорную колонну и мандрель в кольцевое пространство вокруг насосно-компрессорной колонны вытесняют цементный раствор и значительную часть находящегося в мандрели цементного раствора удаляют за счет перемещения цементировочной пробки по мандрели давлением рабочей жидкости, а дополнительную часть находящегося в мандрели цементного раствора вымывают турбулизированным потоком рабочей жидкости при перемещении ею цементировочной пробки.
2. Способ по п.1, в котором дополнительную часть цементного раствора удаляют рабочей жидкостью практически полностью.
3. Мандрель с боковым карманом, содержащая продолговатую трубу, заканчивающуюся на дистальных концах асимметричными присоединительными переходниками, асимметричный проходной канал, проходящий в полости указанной трубы между присоединительными переходниками, цилиндрическую камеру, которая расположена в полости трубы между присоединительными переходниками сбоку от проходного канала трубы и имеет длину, составляющую менее половины длины полости трубы, нормально свободный эксплуатационный канал, проходящий в полости трубы от цилиндрической камеры к ближайшему присоединительному переходнику, и вкладыш, турбулизирующий поток рабочей жидкости, занимающий основную неиспользуемую часть полости трубы, расположенную за пределами ее проходного канала, цилиндрической камеры и эксплуатационного канала.
4. Мандрель по п.3, в которой поверхность вкладыша имеет разрывы, турбулизирующие омывающий ее поток жидкости.
5. Мандрель по п.4, в которой разрывы поверхности вкладыша образованы выемками.
6. Мандрель по п.4, в которой разрывы поверхности вкладыша образованы поперечными струйными каналами.
7. Мандрель по п.3, в которой вкладыш составлен из нескольких отдельных секций.
8. Мандрель по п.7, в которой каждая секция вкладыша отделена от соседних с ним секций.
9. Мандрель по п.7, в которой каждая секция вкладыша приварена к стенке трубы, ограничивающей ее полость.
10. Мандрель по п.7, в которой элементы вкладыша расположены практически параллельными рядами с противоположных сторон эксплуатационного канала.
11. Цементировочная пробка для продавливания цементного раствора через насосно-компрессорную колонну, содержащая передний блок манжет, закрепленный на корпусе пробки, задний блок манжет, закрепленный на корпусе пробки на расстоянии от переднего блока манжет, практически соответствующем длине звена, соединяющего трубы насосно-компрессорной колонны, и центратор, закрепленный на корпусе между передним и задним блоками манжет.
12. Цементировочная пробка по п.11, в которой каждый блок манжет представляет собой группу расположенных друг за другом дисков из эластичного материала.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US41539302P | 2002-10-02 | 2002-10-02 | |
| US60/415,393 | 2002-10-02 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2005113715A RU2005113715A (ru) | 2006-01-20 |
| RU2336409C2 true RU2336409C2 (ru) | 2008-10-20 |
Family
ID=32069851
Family Applications (2)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2005113715/03A RU2336409C2 (ru) | 2002-10-02 | 2003-10-01 | Мандрель с боковым карманом, сохраняющая работоспособность после продавливания через нее цементного раствора |
| RU2005113714/03A RU2349735C2 (ru) | 2002-10-02 | 2003-10-01 | Заканчивание скважины за один спуск насосно-компрессорной колонны |
Family Applications After (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2005113714/03A RU2349735C2 (ru) | 2002-10-02 | 2003-10-01 | Заканчивание скважины за один спуск насосно-компрессорной колонны |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| US (4) | US7228897B2 (ru) |
| CN (4) | CN101096906A (ru) |
| AU (2) | AU2003277195B2 (ru) |
| CA (2) | CA2500163C (ru) |
| GB (2) | GB2408764B (ru) |
| NO (2) | NO343855B1 (ru) |
| RU (2) | RU2336409C2 (ru) |
| WO (2) | WO2004031532A1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2824105C1 (ru) * | 2024-02-16 | 2024-08-06 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д.Шашина | Способ определения интервала негерметичности колонны труб и скважинная пробка для его осуществления |
Families Citing this family (57)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| AU6981001A (en) * | 1998-11-16 | 2002-01-02 | Shell Oil Co | Radial expansion of tubular members |
| US7357188B1 (en) | 1998-12-07 | 2008-04-15 | Shell Oil Company | Mono-diameter wellbore casing |
| GB2344606B (en) * | 1998-12-07 | 2003-08-13 | Shell Int Research | Forming a wellbore casing by expansion of a tubular member |
| CA2419806A1 (en) * | 2000-10-02 | 2002-04-11 | Robert Lance Cook | Method and apparatus for casing expansion |
| US7258168B2 (en) * | 2001-07-27 | 2007-08-21 | Enventure Global Technology L.L.C. | Liner hanger with slip joint sealing members and method of use |
| US7793721B2 (en) | 2003-03-11 | 2010-09-14 | Eventure Global Technology, Llc | Apparatus for radially expanding and plastically deforming a tubular member |
| EP1985797B1 (en) | 2002-04-12 | 2011-10-26 | Enventure Global Technology | Protective sleeve for threated connections for expandable liner hanger |
| EP1501645A4 (en) | 2002-04-15 | 2006-04-26 | Enventure Global Technology | PROTECTIVE SLEEVE FOR THE THREADED CONNECTIONS OF A EXPANSIBLE LOST EXPANSIBLE TUBING COLLAR SUSPENSION DEVICE |
| US7739917B2 (en) | 2002-09-20 | 2010-06-22 | Enventure Global Technology, Llc | Pipe formability evaluation for expandable tubulars |
| GB2408764B (en) * | 2002-10-02 | 2007-01-31 | Baker Hughes Inc | Cement through side pocket mandrel |
| US7063152B2 (en) * | 2003-10-01 | 2006-06-20 | Baker Hughes Incorporated | Model HCCV hydrostatic closed circulation valve |
| US7886831B2 (en) | 2003-01-22 | 2011-02-15 | Enventure Global Technology, L.L.C. | Apparatus for radially expanding and plastically deforming a tubular member |
| CA2523862C (en) | 2003-04-17 | 2009-06-23 | Enventure Global Technology | Apparatus for radially expanding and plastically deforming a tubular member |
| US7712522B2 (en) | 2003-09-05 | 2010-05-11 | Enventure Global Technology, Llc | Expansion cone and system |
| US20050073196A1 (en) * | 2003-09-29 | 2005-04-07 | Yamaha Motor Co. Ltd. | Theft prevention system, theft prevention apparatus and power source controller for the system, transport vehicle including theft prevention system, and theft prevention method |
| WO2006020960A2 (en) | 2004-08-13 | 2006-02-23 | Enventure Global Technology, Llc | Expandable tubular |
| US7694732B2 (en) * | 2004-12-03 | 2010-04-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Diverter tool |
| US7635027B2 (en) * | 2006-02-08 | 2009-12-22 | Tolson Jet Perforators, Inc. | Method and apparatus for completing a horizontal well |
| US7770648B2 (en) * | 2007-03-16 | 2010-08-10 | Baker Hughes Incorporated | Completion method for well cleanup and zone isolation |
| US7866402B2 (en) | 2007-10-11 | 2011-01-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Circulation control valve and associated method |
| US7909095B2 (en) * | 2008-10-07 | 2011-03-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Valve device and associated methods of selectively communicating between an interior and an exterior of a tubular string |
| US8286704B2 (en) * | 2008-10-30 | 2012-10-16 | Schlumberger Technology Corporation | Coiled tubing conveyed combined inflow and outflow control devices |
| US7861781B2 (en) | 2008-12-11 | 2011-01-04 | Tesco Corporation | Pump down cement retaining device |
| US8833468B2 (en) * | 2009-03-04 | 2014-09-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Circulation control valve and associated method |
| EA020796B1 (ru) * | 2009-07-10 | 2015-01-30 | Александров, Павел Дмитриевич | Устройство внутрискважинное для герметизации скважины |
| US9121255B2 (en) | 2009-11-13 | 2015-09-01 | Packers Plus Energy Services Inc. | Stage tool for wellbore cementing |
| US8424610B2 (en) * | 2010-03-05 | 2013-04-23 | Baker Hughes Incorporated | Flow control arrangement and method |
| US8631875B2 (en) | 2011-06-07 | 2014-01-21 | Baker Hughes Incorporated | Insert gas lift injection assembly for retrofitting string for alternative injection location |
| US8555960B2 (en) | 2011-07-29 | 2013-10-15 | Baker Hughes Incorporated | Pressure actuated ported sub for subterranean cement completions |
| US8267178B1 (en) * | 2011-09-01 | 2012-09-18 | Team Oil Tools, Lp | Valve for hydraulic fracturing through cement outside casing |
| US8689878B2 (en) | 2012-01-03 | 2014-04-08 | Baker Hughes Incorporated | Junk basket with self clean assembly and methods of using same |
| US9004185B2 (en) * | 2012-01-05 | 2015-04-14 | Baker Hughes Incorporated | Downhole plug drop tool |
| CA2867871C (en) * | 2012-03-22 | 2019-05-21 | Packers Plus Energy Services Inc. | Stage tool for wellbore cementing |
| US9080401B2 (en) | 2012-04-25 | 2015-07-14 | Baker Hughes Incorporated | Fluid driven pump for removing debris from a wellbore and methods of using same |
| US8973662B2 (en) | 2012-06-21 | 2015-03-10 | Baker Hughes Incorporated | Downhole debris removal tool capable of providing a hydraulic barrier and methods of using same |
| US9562408B2 (en) * | 2013-01-03 | 2017-02-07 | Baker Hughes Incorporated | Casing or liner barrier with remote interventionless actuation feature |
| US20150337624A1 (en) * | 2013-01-08 | 2015-11-26 | Packers Plus Energy Services Inc. | Stage tool for wellbore cementing |
| GB201304833D0 (en) * | 2013-03-15 | 2013-05-01 | Petrowell Ltd | Actuating apparatus |
| GB201304801D0 (en) * | 2013-03-15 | 2013-05-01 | Petrowell Ltd | Downhole apparatus |
| US9228414B2 (en) | 2013-06-07 | 2016-01-05 | Baker Hughes Incorporated | Junk basket with self clean assembly and methods of using same |
| US9416626B2 (en) | 2013-06-21 | 2016-08-16 | Baker Hughes Incorporated | Downhole debris removal tool and methods of using same |
| SG11201601814SA (en) * | 2013-11-14 | 2016-04-28 | Halliburton Energy Services Inc | Window assembly with bypass restrictor |
| US9677379B2 (en) | 2013-12-11 | 2017-06-13 | Baker Hughes Incorporated | Completion, method of completing a well, and a one trip completion arrangement |
| CA2891003C (en) | 2014-05-13 | 2017-11-21 | Weatherford/Lamb, Inc. | Closure device for surge pressure reduction tool |
| NO342184B1 (en) * | 2015-02-16 | 2018-04-16 | Perigon As | Cementing device |
| WO2016148964A1 (en) | 2015-03-13 | 2016-09-22 | M-I L.L.C. | Optimization of drilling assembly rate of penetration |
| GB2562776A (en) * | 2017-05-25 | 2018-11-28 | Weatherford Uk Ltd | Pressure integrity testing of one-trip completion assembly |
| AU2017425656B2 (en) * | 2017-08-03 | 2023-09-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore fluid communication tool |
| RU2684626C1 (ru) * | 2018-05-30 | 2019-04-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Секционная разделительная пробка для цементирования ступенчатых обсадных колонн |
| WO2020040656A1 (en) | 2018-08-24 | 2020-02-27 | Schlumberger Canada Limited | Systems and methods for horizontal well completions |
| GB2604783B (en) | 2019-11-12 | 2023-07-19 | Schlumberger Technology Bv | Stage cementing collar with cup tool |
| US11506015B2 (en) * | 2020-11-06 | 2022-11-22 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Top down cement plug and method |
| GB2615924B (en) | 2020-11-11 | 2024-12-11 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Gas lift side pocket mandrel with modular interchangeable pockets |
| US11933150B2 (en) | 2021-01-14 | 2024-03-19 | Baker Hughes Oilfield | Electric remote operated gas lift mandrel |
| US11692405B2 (en) * | 2021-02-10 | 2023-07-04 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Guide sleeve for use with side pocket mandrel |
| WO2023059796A1 (en) | 2021-10-06 | 2023-04-13 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Dual string gas injection system with flow control |
| US12140004B2 (en) | 2022-10-21 | 2024-11-12 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Side pocket mandrel promoting high internal velocity |
Family Cites Families (43)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3050121A (en) * | 1957-04-22 | 1962-08-21 | Us Industries Inc | Well apparatus and method |
| US2923357A (en) * | 1958-06-09 | 1960-02-02 | Camco Inc | Dual completion well installation |
| US3014533A (en) * | 1958-09-22 | 1961-12-26 | Camco Inc | Permanent completion of wells |
| US3130784A (en) * | 1961-12-01 | 1964-04-28 | Jersey Prod Res Co | Secondary recovery of earth fluids |
| US3603393A (en) * | 1969-10-03 | 1971-09-07 | Camco Inc | High pressure well mandrel |
| US3653435A (en) * | 1970-08-14 | 1972-04-04 | Exxon Production Research Co | Multi-string tubingless completion technique |
| US3741299A (en) * | 1971-12-15 | 1973-06-26 | Camco Inc | Sidepocket mandrel |
| US3807499A (en) * | 1973-01-18 | 1974-04-30 | Camco Inc | Well mandrel having a casing shield |
| US4106563A (en) * | 1977-11-03 | 1978-08-15 | Camco, Incorporated | Sidepocket mandrel |
| US4106564A (en) * | 1977-11-03 | 1978-08-15 | Camco, Incorporated | Sidepocket mandrel |
| US4188999A (en) | 1978-09-27 | 1980-02-19 | Baker International Corporation | Expendable plug and packer assembly |
| US4197909A (en) * | 1978-12-15 | 1980-04-15 | Camco, Incorporated | Protector for a deflector guide of a mandrel |
| US4201265A (en) * | 1979-01-11 | 1980-05-06 | Camco, Incorporated | Sidepocket mandrel and method of making |
| USRE32441E (en) * | 1979-09-20 | 1987-06-23 | Otis Engineering Corporation | Side pocket mandrel and method of construction |
| USRE32469E (en) * | 1982-02-19 | 1987-08-11 | Otis Engineering Corporation | Side pocket mandrel |
| US4469173A (en) | 1983-05-09 | 1984-09-04 | Hughes Tool Company | Expendable plug assembly |
| US4498533A (en) * | 1984-03-05 | 1985-02-12 | Camco, Incorporated | Keyhole mandrel with insert pocket |
| US4673036A (en) * | 1986-02-13 | 1987-06-16 | Otis Engineering Corporation | Side pocket mandrel |
| US4759410A (en) * | 1986-09-05 | 1988-07-26 | Hughes Tool Company | Side pocket mandrel having forged indentations |
| US5178216A (en) | 1990-04-25 | 1993-01-12 | Halliburton Company | Wedge lock ring |
| US5137085A (en) * | 1990-06-15 | 1992-08-11 | Ot's Engineering Corporation | Side pocket mandrel |
| US5188183A (en) | 1991-05-03 | 1993-02-23 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for controlling the flow of well bore fluids |
| US5181566A (en) * | 1991-05-10 | 1993-01-26 | Barneck Michael R | Sidepocket mandrel apparatus and methods |
| US5314015A (en) | 1992-07-31 | 1994-05-24 | Halliburton Company | Stage cementer and inflation packer apparatus |
| US5279370A (en) | 1992-08-21 | 1994-01-18 | Halliburton Company | Mechanical cementing packer collar |
| US5479986A (en) | 1994-05-02 | 1996-01-02 | Halliburton Company | Temporary plug system |
| US5595246A (en) * | 1995-02-14 | 1997-01-21 | Baker Hughes Incorporated | One trip cement and gravel pack system |
| CA2233020A1 (en) * | 1995-11-15 | 1997-05-22 | Retrievable Information Systems L.L.C. | Side pocket mandrel |
| US5862859A (en) * | 1995-11-30 | 1999-01-26 | Camco International Inc. | Side pocket mandrel orienting device with integrally formed locating slot |
| AU722886B2 (en) | 1996-04-18 | 2000-08-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Circulating valve responsive to fluid flow rate therethrough and associated methods of servicing a well |
| US6070608A (en) * | 1997-08-15 | 2000-06-06 | Camco International Inc. | Variable orifice gas lift valve for high flow rates with detachable power source and method of using |
| US6068015A (en) * | 1996-08-15 | 2000-05-30 | Camco International Inc. | Sidepocket mandrel with orienting feature |
| GB9708768D0 (en) * | 1997-04-30 | 1997-06-25 | Specialised Petroleum Serv Ltd | Apparatus for circulating fluid |
| GB9721496D0 (en) | 1997-10-09 | 1997-12-10 | Ocre Scotland Ltd | Downhole valve |
| US6082455A (en) * | 1998-07-08 | 2000-07-04 | Camco International Inc. | Combination side pocket mandrel flow measurement and control assembly |
| US6397949B1 (en) | 1998-08-21 | 2002-06-04 | Osca, Inc. | Method and apparatus for production using a pressure actuated circulating valve |
| US6145595A (en) | 1998-10-05 | 2000-11-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Annulus pressure referenced circulating valve |
| US6230811B1 (en) | 1999-01-27 | 2001-05-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Internal pressure operated circulating valve with annulus pressure operated safety mandrel |
| US6729393B2 (en) | 2000-03-30 | 2004-05-04 | Baker Hughes Incorporated | Zero drill completion and production system |
| US6464008B1 (en) * | 2001-04-25 | 2002-10-15 | Baker Hughes Incorporated | Well completion method and apparatus |
| US6834726B2 (en) | 2002-05-29 | 2004-12-28 | Weatherford/Lamb, Inc. | Method and apparatus to reduce downhole surge pressure using hydrostatic valve |
| US7063152B2 (en) * | 2003-10-01 | 2006-06-20 | Baker Hughes Incorporated | Model HCCV hydrostatic closed circulation valve |
| GB2408764B (en) | 2002-10-02 | 2007-01-31 | Baker Hughes Inc | Cement through side pocket mandrel |
-
2003
- 2003-10-01 GB GB0505688A patent/GB2408764B/en not_active Expired - Lifetime
- 2003-10-01 AU AU2003277195A patent/AU2003277195B2/en not_active Expired
- 2003-10-01 RU RU2005113715/03A patent/RU2336409C2/ru active
- 2003-10-01 CN CNA2007101411788A patent/CN101096906A/zh active Pending
- 2003-10-01 CN CN200380100875.9A patent/CN1703566B/zh not_active Expired - Lifetime
- 2003-10-01 RU RU2005113714/03A patent/RU2349735C2/ru active
- 2003-10-01 CN CN200380102179.1A patent/CN1708630B/zh not_active Expired - Lifetime
- 2003-10-01 CN CNA2007101411792A patent/CN101158281A/zh active Pending
- 2003-10-01 GB GB0506826A patent/GB2409485B/en not_active Expired - Lifetime
- 2003-10-01 US US10/676,134 patent/US7228897B2/en not_active Expired - Lifetime
- 2003-10-01 CA CA002500163A patent/CA2500163C/en not_active Expired - Lifetime
- 2003-10-01 US US10/676,133 patent/US7069992B2/en not_active Expired - Lifetime
- 2003-10-01 CA CA002500704A patent/CA2500704C/en not_active Expired - Lifetime
- 2003-10-01 WO PCT/US2003/031103 patent/WO2004031532A1/en not_active Application Discontinuation
- 2003-10-01 WO PCT/US2003/030871 patent/WO2004031529A2/en not_active Application Discontinuation
- 2003-10-01 AU AU2003275309A patent/AU2003275309B2/en not_active Expired
-
2005
- 2005-03-11 NO NO20051286A patent/NO343855B1/no not_active IP Right Cessation
- 2005-03-29 NO NO20051578A patent/NO336668B1/no not_active IP Right Cessation
-
2006
- 2006-06-19 US US11/455,565 patent/US7464758B2/en not_active Expired - Lifetime
- 2006-06-30 US US11/479,516 patent/US7373980B2/en not_active Expired - Lifetime
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2824105C1 (ru) * | 2024-02-16 | 2024-08-06 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д.Шашина | Способ определения интервала негерметичности колонны труб и скважинная пробка для его осуществления |
Also Published As
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2336409C2 (ru) | Мандрель с боковым карманом, сохраняющая работоспособность после продавливания через нее цементного раствора | |
| RU2318116C2 (ru) | Способ и устройство для образования множества трещин в скважинах, не закрепленных обсадными трубами | |
| US5890538A (en) | Reverse circulation float equipment tool and process | |
| US5379838A (en) | Apparatus for centralizing pipe in a wellbore | |
| CN102695846B (zh) | 提高定点增产作业的可靠性的方法和设备 | |
| US7063152B2 (en) | Model HCCV hydrostatic closed circulation valve | |
| US20040007829A1 (en) | Downhole seal assembly and method for use of same | |
| RU2645044C1 (ru) | Оснастка и операции перемещаемого узла сопряжения | |
| GB2442136A (en) | Eroding borehole plug | |
| US20150368997A1 (en) | Packer Setting Method Using Disintegrating Plug | |
| US6871708B2 (en) | Cuttings injection and annulus remediation systems for wellheads | |
| CN104653154A (zh) | 通井刮削一体化工具 | |
| CN110344757A (zh) | 一种反循环钻井系统及反循环钻井方法 | |
| US10465478B2 (en) | Toe valve | |
| CN109804134B (zh) | 自上而下的挤压系统和方法 | |
| RU2136856C1 (ru) | Система завершения скважины для применения при разделении потоков текучих сред, добываемых из боковых скважин, внутренние концы которых сообщены с главной скважиной (варианты) и способ разделения потоков текучих сред, добываемых из указанных скважин | |
| RU2405914C1 (ru) | Способ и устройство для промывки скважины | |
| OA11895A (en) | Drilling and completion system for multilateral wells. | |
| CN109844258B (zh) | 自上而下的挤压系统和方法 | |
| US12140004B2 (en) | Side pocket mandrel promoting high internal velocity | |
| RU2366800C2 (ru) | Способ повышения напряженности контакта заколонного цементного камня с окружающей средой в скважине | |
| RU2805679C1 (ru) | Устьевой потокоделитель | |
| RU2810362C1 (ru) | Устройство низа обсадной колонны | |
| CA2924608C (en) | Flexible zone inflow control device | |
| RU2825377C1 (ru) | Отклонитель потока |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE Effective date: 20160801 |