CN103477028B - 对地层的多个区域进行个别作业的方法 - Google Patents

对地层的多个区域进行个别作业的方法 Download PDF

Info

Publication number
CN103477028B
CN103477028B CN201280008011.3A CN201280008011A CN103477028B CN 103477028 B CN103477028 B CN 103477028B CN 201280008011 A CN201280008011 A CN 201280008011A CN 103477028 B CN103477028 B CN 103477028B
Authority
CN
China
Prior art keywords
sleeve
pattern
sleeve system
transitioned
bearing
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Expired - Fee Related
Application number
CN201280008011.3A
Other languages
English (en)
Other versions
CN103477028A (zh
Inventor
M·T·豪威尔
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Halliburton Energy Services Inc
Original Assignee
Halliburton Energy Services Inc
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Halliburton Energy Services Inc filed Critical Halliburton Energy Services Inc
Publication of CN103477028A publication Critical patent/CN103477028A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN103477028B publication Critical patent/CN103477028B/zh
Expired - Fee Related legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Classifications

    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH DRILLING; MINING
    • E21BEARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B34/00Valve arrangements for boreholes or wells
    • E21B34/06Valve arrangements for boreholes or wells in wells
    • E21B34/10Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by control fluid supplied from outside the borehole
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH DRILLING; MINING
    • E21BEARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B34/00Valve arrangements for boreholes or wells
    • E21B34/06Valve arrangements for boreholes or wells in wells
    • E21B34/10Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by control fluid supplied from outside the borehole
    • E21B34/102Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by control fluid supplied from outside the borehole with means for locking the closing element in open or closed position
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH DRILLING; MINING
    • E21BEARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B34/00Valve arrangements for boreholes or wells
    • E21B34/06Valve arrangements for boreholes or wells in wells
    • E21B34/10Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by control fluid supplied from outside the borehole
    • E21B34/108Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by control fluid supplied from outside the borehole with time delay systems, e.g. hydraulic impedance mechanisms
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH DRILLING; MINING
    • E21BEARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B34/00Valve arrangements for boreholes or wells
    • E21B34/06Valve arrangements for boreholes or wells in wells
    • E21B34/14Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by movement of tools, e.g. sleeve valves operated by pistons or wire line tools
    • E21B34/142Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by movement of tools, e.g. sleeve valves operated by pistons or wire line tools unsupported or free-falling elements, e.g. balls, plugs, darts or pistons
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH DRILLING; MINING
    • E21BEARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/12Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH DRILLING; MINING
    • E21BEARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/14Obtaining from a multiple-zone well
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH DRILLING; MINING
    • E21BEARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/25Methods for stimulating production
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH DRILLING; MINING
    • E21BEARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B2200/00Special features related to earth drilling for obtaining oil, gas or water
    • E21B2200/06Sleeve valves

Abstract

一种对地层(102)进行作业的方法,该方法包括:提供第一套筒系统(200a),其包括一个或多个第一端口,并能够从第一模式过渡到第二模式,和能够从第二模式过渡到第三模式,以及提供第二套筒系统(200b),其包括一个或多个第二端口,并能够第一模式过渡到第二模式,和能够从第二模式过渡到第三模式,其中,在第一模式和第二模式中,经第一或第二套筒系统的一个或多个端口的流体连通被限制,且其中,在第三模式中,流体可经第一或第二套筒系统的一个或多个端口连通;将第一套筒系统和第二套筒系统过渡到第二模式;以及允许第一套筒系统从第二模式过渡到第三模式。

Description

对地层的多个区域进行个别作业的方法
背景技术
沿着延伸入地层内的钻井孔长度,含有碳氢化合物的地层有时其组成是不均匀的。有时希望响应于不同地层的组成来不同地处理和/或以其它形式管理地层和/或钻井孔。某些钻井孔作业系统和方法允许进行如此的处理,该种处理被称作分区隔离处理。然而,在某些钻井孔作业系统和方法中,尽管用于处理区域的多个工具可由单个闭塞器致动,但是此种用闭塞器来致动一个工具可造成其它工具的致动变得更加困难。例如,可用球来致动多个增产工具,由此允许在工具的流动孔和工具外的空间之间形成流体连通。然而,由所致动的工具来实现的这种流体连通会增加其后致动的其它工具所需的工作压力。因此,需要有改进的处理钻井孔多个区域的系统和方法。
发明内容
根据本发明的一个方面,提供对地层多个区域个别地进行作业的方法,该方法包括:提供工作钻具组,该钻具组包括第一套筒系统和第二套筒系统,第一套筒系统包括一个或多个第一端口,第一套筒系统可从第一模式过渡到第二模式,并从第二模式过渡到第三模式,其中,当第一套筒系统处于第一模式和第二模式时,通过一个或多个第一端口的流体连通被限制,且其中,当第一套筒系统处于第三模式时,流体可通过一个或多个第一端口连通,第二套筒系统包括一个或多个第二端口,第二套筒系统可从第一模式过渡到第二模式,并从第二模式过渡到第三模式,其中,当第二套筒系统处于第一模式和第二模式时,通过一个或多个第二端口的流体连通被限制,且其中,当第二套筒系统处于第三模式时,流体可通过一个或多个第二端口连通;靠近地层的第一区域定位第一套筒系统和靠近地层的第二区域定位第二套筒系统,第二区域相对于第一区域处于朝向井上的位置处;使闭塞器循环通过工作钻具组;使闭塞器与第二套筒系统的承座接触;将压力施加到闭塞器,使第二套筒过渡到第二模式,且闭塞器通过第二套筒系统的承座;使闭塞器与第一套筒系统的承座接触;将压力施加到闭塞器,使第一套筒过渡到第二模式,且闭塞器通过第一套筒系统的承座;允许第一套筒系统从第二模式过渡到第三模式;以及通过第一套筒系统的一个或多个第一端口使工作流体连通到第一区域。
在本发明的另一个方面,提供对地层多个区域个别地进行作业的方法,该方法包括:提供工作钻具组,该钻具组中一体形成有第一套筒系统和第二套筒系统;靠近第一区域定位构造成安装模式的第一套筒系统,其中,当处于安装模式时,第一套筒系统构造成限制第一区域的流体连通;靠近第二区域定位构造成安装模式的第二套筒系统,其中,当处于安装模式时,第二套筒系统构造成限制与第二区域的流体连通;将第二套筒从安装模式过渡到延迟模式,其中,当处于延迟模式时,第二套筒系统构造成限制与第二区域的流体连通;将第一套筒从安装模式过渡到延迟模式,其中,当处于延迟模式时,第一套筒系统构造成限制与第一区域的流体连通;允许第一套筒系统从延迟模式过渡到打开模式;使工作流体通过第一套筒系统连通到第一区域,同时第二套筒系统处于延迟模式。
附图说明
为了更完全地理解本发明及其优点,现结合附图参照以下的简要描述和详细描述:
图1是根据本发明的钻井孔作业系统实施例的剖视图;
图2是图1钻井孔作业系统的套筒系统的横截面图,其示出处于安装模式中的套筒系统;
图2A是图2套筒系统的分段承座的横截面端视图;
图2B是具有施加在其上的保护套的图2套筒系统的分段承座的横截面图;
图3是图2套筒系统的横截面图,其显示处于延迟模式中的套筒系统;
图4是图2套筒系统的横截面图,其显示处于完全打开模式中的套筒系统;
图5是根据本发明的套筒系统的替代实施例的横截面图,其显示处于安装模式中的套筒系统;
图6是图5的套筒系统的横截面图,其显示处于安装模式的另一阶段中的套筒系统;
图7是图5套筒系统的横截面图,其显示处于延迟模式中的套筒系统;以及
图8是图5套筒系统的横截面图,其显示处于完全打开模式中的套筒系统。
具体实施方式
在附图和以下的描述中,在全部的说明书和附图中的相同的零件通常分别标以相同的附图标记。附图不一定是按比例的。本发明的某些特征可显示为比例由夸大,或略微呈示意的形式,且鉴于清晰和简明起见,传统元件的某些细节可不予显示。
除非另有规定,否则,术语“连接”、“配合”、“偶联”、“附连”或描述元件之间互相作用的任何其它术语的任何使用,不意味着将元件之间的互相作用限制为直接的互相作用,并还可包括所述元件之间的间接的互相作用。在以下的讨论和权利要求书中,术语“包括”和“包含”以开放式的方式使用,因此,应该被诠释为意指“包括但不限于…”。为了描述的目的,将涉及上下,“上”、“上方”、“向上”或“上游”意指朝向钻井孔的地面,而描述“下”、“下方”“向下”或“下游”,意指朝向井的终端,这不管钻井孔的定向如何。如文中所用的术语“区域”或“生产区域”是指指定用于处理或生产的钻井孔的分离部分,并可指全部的碳氢化合物地层或单一地层的各个分离部分,例如,同一地层的水平和/或垂直间隔开的部分。阅读以下对实施例的详细描述,并参照附图,借助于本文的披露,本技术领域内技术人员将会很容易地明白以上提及的各种特征,以及将在下面要详细描述的其它特征和特性。
本文披露的是改进的部件,具体来说,是用于井下工具的带护套的分段承座。此种带护套的分段承座可单独使用,或可组合其它部件使用,以通过有选择地接纳、保持和释放闭塞装置(或任何其它合适的致动器或致动装置),使一个或多个井下工具从第一构造过渡到第二、第三或第四等的构造或模式。
在本文中还披露的是套筒系统和使用井下工具的方法,具体来说,套筒系统使用带护套的分段承座,该承座可放置在处于“试车”构造或“安装模式”中钻井孔内,在“安装模式”中,套筒系统的套筒阻塞流体在套筒系统的流动孔和套筒系统的端口之间的传递。安装模式也可称作“锁定模式”,因为套筒有选择地相对于端口锁定在位置中。在某些实施例中,通过开启一个或多个部件相对于彼此的锁定,使套筒和端口之间的锁定位置关系可有选择地中断或停止,由此,有可能允许套筒相对于端口运动。还有,一旦部件不再相对于彼此锁定在位,某些实施例便构造成此后在“延迟模式”中运行,在“延迟模式”中,套筒和端口之间的相对运动被延迟到这样的情况:(1)发生如此的相对运动,但以减慢的和/或受控制的速率发生,和/或(2)如此的相对运动被延迟,直到出现选定的钻井孔状态。该延迟模式也可被称作“解锁模式”,因为套筒不再相对于端口锁定在位。在某些实施例中,套筒系统可在延迟模式中运行,直到套筒系统达到“完全打开模式”为止,此时,套筒已经相对于端口移动而允许在套筒系统的流动孔和套筒系统的端口之间形成最大流体连通。应该认识到,有选择地贡献于建立和/或保持锁定模式的套筒系统实施例的装置、系统和/或部件,可被称作锁定装置、锁定系统、锁、运动限制器、限制器等。还应该认识到,有选择地贡献于建立和/或保持延迟模式的套筒系统实施例的装置、系统和/或部件,可被称作延迟装置、延迟系统、延迟器、定时器、应急开启器等。
还在本文中披露的是用来构造多个此种套筒系统的方法,以通过让单个闭塞器通过多个套筒系统,使一个或多个套筒形可有选择地从安装模式过渡到延迟模式。如下文中将会详细地解释的,在某些实施例中,一个或多个套筒系统可构造成与第一构造的闭塞器互相作用,同时其它套筒系统可构造成不与具有第一构造的闭塞器互相作用,而是与具有第二构造的闭塞器互相作用。各个套筒系统中构造上的如此差异可允许操作者有选择地将某些套筒系统过渡到排除其它的套筒系统。
还在本文中披露的是执行钻井孔作业运行的方法,其通过构造如此的套筒系统使一个或多个套筒系统以可变的时间间隔有选择地从延迟模式过渡到完全打开模式,由此使用多个如此的套筒系统。各个套筒系统中构造上的如此差异可允许操作者有选择地将某些套筒系统过渡到排除其它的套筒系统,例如,使工作流体可通过第一套筒系统连通(例如,用于执行作业运行),而不通过第二、第三、第四等的套筒系统连通。以下的讨论个别地描述了套筒系统的各种实施例、套筒系统的物理运行,以及使用如此套筒系统来作业钻井孔的方法。
参照图1,其中显示了在一运行环境实例中的钻井孔作业系统100的实施例。如图所示,该运行环境包括作业台架106(例如,钻井、完井或修井台架),其定位在地面104上,并在穿透到地层102内用于回收碳氢化合物的钻井孔114上方和周围延伸。钻井孔114可使用任何合适的钻井技术钻到地层102内。钻井孔114离开地面104在垂直的钻井孔部分116上垂直地延伸,在钻井孔的偏离部分136上,钻井孔114偏离相对于地面104的垂直方向,过渡到水平的钻井孔部分118。在替代的运行环境中,所有钻井孔或部分的钻井孔可以垂直,以任意合适角度偏离、水平和/或成弧形。
至少一部分垂直钻井孔部分116内衬有井框120,该井框120以传统方式使用水泥靠着地层102而固定在位。在替代的运行环境中,水平的钻井孔部分可加框和水泥,和/或钻井孔部分可不加框。作业台架106包括带有台架地板110的铁架塔108,管道或工作钻具组112(例如,缆绳、电缆、E形线(E-line)、Z形线(Z-line)、连接管、盘管或内衬钻具组等)向下从作业台架106延伸到钻井孔114,并形成工作钻具组112和钻井孔114之间的环面128。工作钻具组112将钻井孔作业系统100递送到钻井孔114内的选定深度,以执行如下的操作:对井框120和/或地层102打孔、在地层102内形成打孔隧道和/或破裂(例如,主破裂、微破裂等)、从地层102中生产碳氢化合物和/或其它完井操作。作业台架106包括马达驱动的绞盘和其它相关设备,用于将工作钻具组112延伸到钻井孔114内,以将钻井孔作业系统100定位在选定的深度处。
尽管图1所示的的运行环境涉及静止的作业台架106,该作业台架用来在陆地钻井孔114内下降和设定钻井孔作业系统100,但在替代的实施例中,可采用移动的修井台架、钻井孔作业单元(诸如盘管单元)等,将钻井孔作业系统下降到钻井孔内。应该理解到,钻井孔作业系统可替代地用于其它的运行环境中,诸如离岸钻井孔运行环境中。
地层102包括与偏离钻井孔部分136相关联的区域150。地层102还包括分别与水平钻井孔部分118相连的第一、第二、第三、第四和第五水平区域150a、150b、150c、150d、150e。在该实施例中,区域150、150a、150b、150c、150d、150e沿着钻井孔114长度以如下的逐渐增加的井下位置的次序彼此偏离:150、150e、150d、150c、150b、150a。在该实施例中,增产(stimulation)和生产套筒系统200、200a、200b、200c、200d和200e位于钻井孔114内的工作钻具组112中,并分别与区域150、150a、150b、150c、150d、150e相连。应该认识到,诸如环形隔离装置那样的区域隔离装置(例如,环形充填物和/或膨胀充填物)可有选择地设置在钻井孔114内,其设置方式是限制各个环形隔离装置的紧邻的井上和井下空间之间的流体连通。
现参照图2,图中示出增产和生产套筒系统200(下文中称之为“套筒系统”200)的实施例的横截面图。套筒系统200的许多部件基本上与套筒系统200的中心轴线101同轴。套筒系统200包括上部适配器204、下部适配器206和端口套壳(ported case)208。该端口套壳208连接在上部适配器204和下部适配器206之间。上部适配器204的内表面210、212、214一起、下部适配器206以及端口套壳208相应地大致形成套筒流动孔216。上部适配器204包括轴环218、加强部分220和套壳接口222。轴环218攻有内螺纹或其它形式的构造,用于附连到工作钻具组112中位于套筒系统200附近且相对于套筒系统200位于井上的元件上,而套壳接口222包括用以啮合端口套壳208的外螺纹。下部适配器206包括螺纹接头224、加强部分226以及套壳接口228。螺纹接头224攻有外螺纹或其他形式的结构,用于附连到工作钻具组112中位于套筒系统200附近且相对于套筒系统200位于井下的元件上,而套壳接口228包括用以啮合端口套壳208的外螺纹。
端口套壳208基本上呈管形,并包括上部适配器接口230、中央带端口的本体232以及下部适配器接口234,它们各具有基本相同的外直径。端口套壳208的内表面214包括套壳台肩236,其使上内表面238与下内表面240分离。端口套壳208还包括端口244。正如下文中将要向下解释的,端口244是径向延伸通过端口套壳208的通孔,并有选择地用于提供套筒流动孔216和位于端口套壳208外面的空间之间的流体连通。
套筒系统200还包括承载在端口套壳208内的活塞246。该活塞246基本上构造成管子,该管子包括上密封台肩248和靠近活塞246下端252的多个狭槽250。除上密封台肩248之外,活塞246包括比上内表面238的直径小的外直径。上密封台肩248承载圆周密封254,该密封提供上密封台肩248和上内表面238之间的流体密闭密封。此外,套壳台肩236承载密封254,该密封254提供套壳台肩236和活塞246的外表面256之间的流体密闭密封。在所示的实施例中,当套筒系统200构造在安装模式中时,活塞246的上密封台肩248邻接上部适配器204。活塞246从上密封台肩248朝向下部适配器206延伸,使得狭槽250位于由筒台肩236承载的密封254的井下位置内。在该实施例中,活塞246在由套壳台肩236承载的密封254和由上密封台肩248承载的密封254之间那部分在管形壁内不包括孔(即,是实心的流体密封的壁)。如该实施例中所示,在图2的安装模式中,下压力腔258位于活塞246的外表面256和端口套壳208的上内表面238之间。
套筒系统200还包括承载在活塞246下方的端口套壳208内的套筒260。套筒260基本上构造成包括上密封台肩262的管子。除上密封台肩262之外,套筒260包括比下内表面240的直径小得多的外直径。上密封台肩262承载两个圆周的密封254,一个密封254靠近上密封台肩262的各端(例如,上和下端),其提供上密封台肩262和端口套壳208的下内表面240之间的流体密闭密封。此外,两个密封254在套筒260下端264附近由套筒260承载,两个密封254形成套筒260和下部适配器206内表面212之间的流体密闭密封。在该实施例以及图2所示的安装模式中,套筒260的上端266基本上抵靠套壳台肩236的下端和活塞246的下端252。在该实施例以及图2所示的安装模式中,套筒260的上密封台肩262密封住端口244,防止与套筒流动孔216流体连通。此外,在上密封台肩262下端附近被承载的密封254位于端口244的井下(例如,下方),而在上密封台肩262上端附近被承载的密封254位于端口244的井上(例如,上方)。套筒在承载于上密封台肩262下端附近的密封254和在套筒260的下端264附近由套筒260承载的密封254之间的那部分在管形壁内不包括孔(即,是实心的流体密封的壁)。如该实施例中所示,在图2的安装模式中,流体腔室268位于套筒260的外表面和端口套壳208的下内表面240之间。
套筒系统200还包括承载在套筒260下方的下部适配器206内的分段承座270。该分段承座270基本上构造成管子,管子包括内孔表面273和在承座上端的斜面271,该斜面271构造成和/或尺寸做成有选择地啮合和/或保持为特殊尺寸和/或形状的闭塞器(诸如闭塞器276)。在图2的实施例中,分段的承座270可相对于中心轴线202沿径向分为多段。例如,现参照图2A,分段的承座270细分为(例如,用划分或分段线/切口277代表)三个互补的分段,它们有大致相等的尺寸、形状和/或构造。在图2A所示的实施例中,三个互补的分段(分别为270A、270B和270C)一起形成分段的承座270,使每个分段(270A、270B和270C)构成分段承座270的大约三分之一(例如,径向地延伸约120°)。在一替代的实施例中,像分段的承座270那样的分段承座可包括任何合适数量的等分或不等分段。例如,一个分段的承座可包括两个、四个、五个、六个或更多个互补的径向段。分段的承座270可由合适材料形成。如此合适材料的非限制性实例包括复合物、酚醛树脂、铸铁、铝、黄铜、各种金属合金、橡胶、陶瓷、或它们的组合。在一实施例中,用于形成分段承座的材料的特征在于是可钻削的,即,分段的承座270可完全地或部分地通过钻削而被降解或除去,就如本技术领域内技术人员借助于本发明将会认识到的。分段270A、270B和270C可独立地形成,或替代地,可将预成形的承座分为各分段。应该认识到,尽管闭塞器276在图2中与处于安装模式中的套筒系统200一起显示,但在套筒系统200的大多数应用中,套筒系统20可置于井下中而无闭塞器276,下文中将会详细地讨论该闭塞器276。此外,尽管闭塞器276是球,但其它实施例的闭塞器可以是任何其它密封抵靠在保护性护套272和/或承座垫圈(这两种将在下文中讨论)上的合适形状或装置,并阻塞通过套筒流动孔216的流动。
在一替代的实施例中,像套筒系统200那样的套筒系统可包括可膨胀的承座。如此可膨胀的承座可由以下材料构成,例如但不限于诸如AISI4140或4130之类的低合金钢,且该承座大致构造成径向向外地偏置,这样,如果不加径向限制的话,则承座270的(例如,外/内的)直径增加。在某些实施例中,可膨胀的承座可由一段大致蜿蜒的AISI4140形成。例如,可膨胀的承座可包括多个介于承座上部和下部之间的蜿蜒环并圆周地延续而形成承座。在一实施例中,如此的可膨胀承座可用保护性护套272覆盖(将在下文中讨论),和/或可包括承座垫圈。
在图2的实施例中,分段承座270的一个或多个表面被保护性护套272覆盖。参照图2B,图中详细地示出了分段承座270和保护性护套272的实施例。在图2B的实施例中,保护性护套272覆盖分段承座270的斜面271、分段承座270的内孔273以及分段承座270的下表面275。在一替代的实施例中,保护性护套272可覆盖斜面271、内孔273、下表面275、分段承座270的后面279、或它们的组合。在另一替代的实施例中,保护性护套可覆盖分段承座270的任何一个或多个表面,如本技术领域内技术人员阅读本发明后将会认识到的。在图2、2A和2B所示的实施例中,保护性护套272在分段承座270的这些表面上形成连续层,与套筒流动孔216流体地连通。例如,小裂缝或间隙(例如,在划分线277处)可存在于分段承座270的诸分段(例如,270A、270B和270C)之间的径向延伸划分处。在一实施例中,保护性护套272形成的连续层可填充、密封、最小化或覆盖任何如此的裂缝或间隙,使得流经套筒流动孔216的流体可被阻止接触到和/或穿透任何如此的裂缝或间隙。
在一实施例中,保护性护套272可施加到分段承座270上,而分段270A、270B和270C保持在闭合的构造中(例如,如图2A所示,每段相相邻的段邻接处)。例如,分段承座270可通过带子、粘结、条带、包封或它们的组合而被固定在如此的闭合的构造中。在一实施例中,分段承座270可通过任何合适的施加方法涂敷和/或覆盖有保护性护套272。例如,分段承座270可浸没(浸蘸)在会形成保护性护套272的材料(将在下文中讨论)中,将会形成保护性护套272的材料可喷涂和/或涂刷在分段承座270中所要求的表面上,或是两种方法的组合。在如此的实施例中,保护性护套272可粘结到分段承座270的分段270A、270B和270C上,由此,将分段保持在闭合的构造中。
在一替代的实施例中,保护性护套272可个别地施加到分段承座270的每个分段270A、270B和270C上。例如,分段270A、270B和/或270C可个别地浸没(浸蘸)在会形成保护性护套272的材料中,将会形成保护性护套272的材料可喷涂和/或涂刷在分段承座270A、270B和270C中所要求的表面上,或是两种方法的组合。在如此的实施例中,保护性护套272可粘结到各个分段270A、270B和270C的某些分段或全部表面上。在保护性护套272已经涂敷之后,可将分段270A、270B和270C集中在一起而形成分段承座270。分段承座270可通过带子、粘结、条带、包封或它们的组合而被固定在如此的闭合构造(例如,如图2A所示)中。在如此的实施例中,保护性护套272可以有充分的延展性或顺从性,这样,当护套的分段被保持在闭合的构造中时,各分段(例如,分段270A、270B和270C)之间任何的裂缝或间隙将通过保护性护套272而被填充或最小化,使得通过套筒流动孔216的流体流动将被阻止接触和/或穿透任何如此的裂缝或间隙。
在还有另一替代的实施例中,保护性护套272不需直接施加到分段承座270。例如,保护性护套可配装到分段承座270或纳入在分段承座270内,披在一部分的分段承座270上等。保护性护套可包括套筒或类似的插入件,其构造成和尺寸做成定位在分段护套的孔内,以配合在分段承座270的斜面271、分段承座270的内孔273,和/或分段承座270的下表面275上,由此形成可填充、密封或覆盖任何如此的裂缝或间隙的连续层,使得流经套筒流动孔216的流体被阻止接触和/或穿透任何如此的裂缝或间隙。在保护性护套272包括热缩性材料(将在下文中讨论)的另一实施例中,如此的材料可定位在分段承座270的至少一部分和/或一个或多个分段270A、270B和270C之上、其周围、其之内,围绕其定位或类似地定位,且该材料被充分地加热,以致使热缩性材料收缩到分段承座270和/或分段270A、270B和270C的表面上。
在一实施例中,保护性护套272可由合适材料形成。如此合适材料的非限制性实例包括陶瓷、碳化物、硬塑料、模制橡胶、各种热缩性材料、或它们的组合。在一实施例中,保护性护套的特征可以是其硬度为约从25至150计示硬度(durometer),替代地,约从50至100计示硬度,还替代地,约从60至80计示硬度。在一实施例中,保护性护套的特征可以是其厚度约从1/64英寸至约3/16英寸,替代地,约为1/32英寸。适于构成保护性护套的材料实例包括丁腈橡胶,其可在市场上从好几个橡胶、塑料和/或合成材料公司购得。
在一实施例中,可使用像保护性护套272那样的保护性护套,以有利地减小对类似分段承座270的分段承座的腐蚀和/或退化。无意受理论的限制,如此的保护性护套通过减小腐蚀流体(例如,包括磨料和/或支撑剂的切割、液力喷射和/或碎裂流体)对分段承座的侵蚀,可提高被如此保护性护套覆盖的分段承座的寿命。在一实施例中,受如此保护性护套保护的分段承座可具有比其它类似的未受如此保护性护套保护的承座至少延长20%的寿命,替代地,至少延长30%,替代地,至少延长35%。
在一实施例中,分段承座270还可包括承座垫圈,其用来密封闭塞器。在某些实施例中,承座垫圈可用橡胶构成。在如此的实施例和安装模式中,承座垫圈可基本上被捕获在可膨胀的承座和套筒下端之间。在一实施例中,例如通过啮合和/或密封闭塞器,保护性护套272便可用作如此的垫圈。在如此的实施例中,保护性护套272可具有可变的厚度。例如,构造成啮合闭塞器的保护性护套272的表面(例如,斜面271)可包括比保护性护套272的一个或多个表面厚的厚度。
套筒系统200还包括承载在承座270下方的下部适配器206内的承座支承件274。该承座支承件274基本上形成为管形的构件。承座支承件274包括位于承座支承件274上端上的外斜面278,其有选择地啮合分段承座270下端上的内斜面280。承座支承件274包括圆周槽282。承座支承件274还包括两个密封件254、一个承载在槽282的井上方向(例如,以上)的密封件254,以及另一个承载在槽282的井下方向(例如,以下)的密封件254,这些密封件254形成承座支承件274和下部适配器206内表面212之间的流体密封。在该实施例中,当处于如图2所示的安装模式中时,由剪切销284限制承座支承件274的朝井下方向运动,该剪切销284从下部适配器206延伸并被接纳在槽282内。因此,由于承座支承件274的运动受到限制,所以承座270、保护性护套272、套筒260和活塞246中的每个被捕获在在承座支承件274和上部适配器204之间。
下部适配器206还包括填充端口286、填充孔288、计量装置插口290、排放孔292以及塞子294。在该实施例中,填充端口286包括容纳在径向通孔内的止回阀装置,该通孔形成在下部适配器206内,其将填充孔288连接到下部适配器206外的空间内。该填充孔288形成为大致圆柱形的纵向孔,该孔大致平行于中心轴线202。填充孔288连接与流体腔室268流体连通的填充端口286。同样地,计量装置插口290形成为大致圆柱形的纵向孔,该孔基本上平行于中心轴线202。计量装置插口290连接与排放端口292流体连通的流体腔室268。此外,排放孔292形成为大致圆柱形的纵向孔,该孔基本上平行于中心轴线202。排放孔292从计量装置插口290延伸到各个塞子孔296和剪切销孔298。在该实施例中,塞子孔296为形成在下部适配器206内的径向通孔,其将排放孔292连接到下部适配器206外的空间内。剪切销孔298是形成在下部适配器206内的径向通孔,其将排放孔292连接到套筒流动孔216。然而,在图2所示的安装模式中,排放孔292和流动孔216之间的流体连通被承座支承件274、密封件254和剪切销284闭塞住。
套筒系统200还包括至少部分地被接纳在计量装置插口290内的流体计量装置291。在该实施例中,流体计量装置291是流体限制器,例如,是精密的微水力流体限制器,或为由康涅狄格州威斯布鲁克市(Westbrook)的Lee公司所生产类型的微分配阀。然而,应该认识到,在替代的实施例中,可使用任何其它合适的流体计量装置。例如,任何合适的电动流体装置都可用来有选择地泵送和/或限制流体流经该装置。在另一替代的实施例中,流体计量装置可由操作员和/或计算机有选择地控制,以可启动、停止流体经流体计量装置的流动,和/或可改变流体经该装置的流动。如此可控制的流体计量装置例如可以是大致类似于由Lee公司制造的流体限制器。该流体计量装置的合适的市售实例包括由Lee公司出售的JEVA1835424H和JEVA1835385H。
下部适配器206可被描述为包括具有上部中心孔直径302的上部中心孔300、具有承座擒获孔直径306的承座擒获孔304、以及具有下部中心孔直径310的下部中心孔308。上部中心孔300通过承座擒获孔304连接到下部中心孔308。在该实施例中,上部中心孔直径302的尺寸做成紧紧地配合在承座支承件274的外表面上,在一实施例中,其大约等于套筒260外表面的直径。然而,承座擒获孔直径306比上部中心孔直径302大得多,由此,当可膨胀承座270进入承座擒获孔304时,如下文中详细描述,允许可膨胀承座270径向膨胀。在该实施例中,下部中心孔直径310小于各个上部中心孔直径302和承座擒获孔直径306,而在一实施例中,其大约等于套筒260的内表面直径。因此,如下文中要详细描述的,尽管承座支承件274紧配合在上部中心孔300内并松弛地配合在承座擒获孔直径306内,但承座支承件274太大而不能配置在下部中心孔308内。
现参照图2-4,下面描述运行套筒系统200的方法。最一般地讲,图2示出处于“安装模式”的套筒系统200,其中,通过剪切销284限制套筒260相对于端口套壳208移动。图3示出处于“延迟模式”中的套筒系统200,其中,不再通过剪切销284限制套筒260相对于端口套壳208移动,但由于流体存在于流体腔室268内,仍保持限制作如此的运动。最后,图4示出处于“完全打开模式”中的套筒系统200,其中,套筒260不再闭塞端口244和套筒流动孔216之间的流体路径,相反,通过活塞246的狭槽250而在端口244和套筒流动孔216之间设置流体路径。
现参照图2,在套筒系统200处于安装模式中时,各活塞246、套筒260、保护性护套272、分段承座270以及承座支承件274都被限制沿中心轴线202运动,这至少因为剪切销284被接纳在下部适配器206的剪切销孔298内和承座支承件274的圆周槽282内。还有,在该安装模式中,低压腔室258设有处于大气压力的一定量可压缩流体。应该认识到,低压腔室258内的流体可以是空气、气态氮或任何其它合适的可压缩流体。因为低压腔室258内的流体处于大气压下,所以,当套筒系统200位于井下时,套筒流动孔216内的流体压力比低压腔室258内的压力大得多。如此的压差可部分地归结于套筒流动孔216内流体柱的重量,在某些情形中,还由于使用泵来加压套筒流动孔216所造成的套筒流动孔216内的压力增加。此外,流体设置在流体腔室268内。一般地说,流体可通过填充端口286并在其后通过填充端口288而引入到流体腔室268内。在如此填充流体腔室268过程中,可移去剪切销284和塞子294中的一个或多个,以允许流出其它流体或过多的填充流体。此后,剪切销284和/或塞子294可复位,以擒获填充孔288、流体腔室268、计量装置291和排放孔292内的流体。由于有上述的套筒系统200和安装模式,虽然套筒流动孔216可被加压,但套筒系统200的上述受限制部分的运动仍保持受限。
现参照图3,闭塞器276可通过工作钻具组112,直到闭塞器276基本上密封住保护性护套272(如图2所示),替代地,在存在有密封垫圈的实施例中,是密封住密封垫圈。由于闭塞器276抵靠住保护性护套272和/或承座垫圈就位,所以,套筒流动孔216内的压力可在闭塞器的井上方向处增大,直到闭塞器276将足够的力传递通过保护性护套272、分段承座270和承座支承件274,以致使剪切销284受剪切。一旦剪切销284被剪切,保护性护套272、分段承座270和承座支承件274从它们的安装模式位置由闭塞器276向井下驱动。然而,即使套筒260不再由保护性护套272和分段承座270限制向井下运动,套筒260和套筒260上方的活塞246的向井下方向的运动也被延迟。一旦保护性护套272和分段承座270不再阻碍套筒260的向下运动,套筒系统200便可被称作处于“延迟模式”中。
具体来说,套筒260和活塞246朝向井下的运动由于流体腔室268内存在着流体而被延迟。由于套筒系统200处于延迟模式中,低压腔室258内相对低的压力与作用在活塞246的上端253上的套筒流动孔216内相对高的压力结合,将活塞246沿朝着井下的方向偏置。然而,活塞246朝向井下的运动受到套筒260阻碍。然而,闭塞器276、保护性护套272、分段承座270和承座支承件274朝向井下的运动因流体腔室268内存在的流体而被限制或延迟。相反,保护性护套272、分段承座270和承座支承件274朝向井下运动到下部适配器206的承座擒获孔304内。在承座擒获孔304内时,保护性护套272膨胀、撕裂、断裂或分解,由此允许分段承座270在诸分段(例如,270A、270B和270C)之间的划分处径向地膨胀,以大致地匹配承座擒获孔直径306。在使用带子、条带、粘结等将分段承座270的诸分段(例如,270A、270B和270C)固定在一起的实施例中,如此的带子、条带或粘结可类似地膨胀、撕裂、断裂或分解,以允许分段承座270膨胀。承座支承件274其后被擒获在分段承座270之间并基本上在承座擒获孔304和下部中心孔308之间的接口处(例如,形成的台肩)。例如,承座支承件274的外直径大于下中心孔直径310。一旦分段承座270足够地膨胀,闭塞器276可自由地通过膨胀承座270,通过承座支承件274,进入下部中心孔308内。在一替代的实施例中,分段承座270、其分段(例如,270A、270B和270C)、保护性护套272或它们的组合可构造成在如上所述地由闭塞器276作用时分解。在如此的实施例中,分段的承座270、其分段(例如,270A、270B和270C)或保护性护套272的剩余部分可下落(例如,借助于重力)或被冲洗(例如,通过流体运动)而跑出套筒流动孔216之外。在任一实施例中,并如下文中将要详细解释的,闭塞器276然后可自由地退出套筒系统200,并进一步朝着井下流动以与其它套筒系统互相作用。
甚至在闭塞器276从套筒系统200中退出之后,套筒260朝向井下的运动以某一速率出现,该速率依据允许流体通过流体计量装置291而流出流体腔室268时的速率。应该认识到,流体从流体腔室268经流体计量装置291、经排放孔292、经围绕剪切销284剩余部分的剪切销孔298而流入套筒流动孔216内,便可使流体逸出流体腔室268。由于流体腔室268内流体体积减少,套筒260沿朝着井下的方向移动,直到套筒260的上部密封台肩262接触计量装置插口290附近的下部适配器206为止。应该认识到,可使用带有提供便利的流体路径的中心孔的剪切销或螺钉来代替剪切销284。
现参照图4,当流体腔室268内基本上所有的流体已经跑出时,套筒系统200便处于“全打开模式”中。在全打开模式中,套筒260的上密封台肩262接触下部适配器206,从而可基本上消除流体腔室268。同样地,在全打开模式中,活塞246的上部密封台肩248大致位于进一步向着井下的位置并已经压缩低压腔室258内的流体,于是,上部密封台肩248基本上更靠近端口套壳208的筒体台肩236。由于活塞246处于该位置中,狭槽250基本上与端口244对齐,由此,提供筒体流动孔216和端口244之间的流体连通。应该认识到,当套筒系统200的部件运动提供了套筒流动孔216和端口244之间的流体连通而达到低于“全打开模式”中的流体连通程度时,套筒系统200便构成各种“部分开模式”。还应该认识到,对于套筒流动孔216和端口244之间任何程度的流体连通来说,可强制流体通过端口244流出套筒系统200外,或替代地,流体可通过端口244流入套筒系统200内。
现参照图5,图中示出增产和生产套筒系统400(下文中称作“套筒系统400”)的另一替代实施例。套筒系统400的许多部件基本上与套筒系统400的中心轴线402同轴。套筒系统400包括上部适配器404、下部适配器406和端口套壳408。该端口套壳408连接在上部适配器404和下部适配器406之间。上部适配器404和下部适配器406相应的内表面410、412以及端口套壳408的内表面一起大致形成套筒流动孔416。上部适配器404包括轴环418、加强部分420和套壳接口422。轴环418攻有内螺纹或以其它方式构造,以用于附连到工作钻具组(例如,工作钻具组112)的邻近套筒系统400并位于其井上方向处的一元件上,而套壳接口422包括用以啮合端口套壳408的外螺纹。下部适配器406包括加强部分426以及套壳接口428。下部适配器406构造成用于附连到工作钻具组邻近套筒系统400并位于其井下方向处的一元件上的构造(例如,螺纹),而套壳接口428包括用以啮合端口套壳408的外螺纹。
端口套壳408基本上呈管形,并包括上部适配器接口430、中央带端口的本体432以及下部适配器接口434,它们各具有大致相同的外直径。端口套壳408的内表面414包括套壳台肩436,其介于上部内表面438和端口444之间。下部内表面440邻近上部内表面438,并位于上部内表面下方,下部内表面440包括比上部内表面438小的直径。正如下文中将要进一步详细解释的,端口444是径向延伸通过端口套壳408的通孔,并有选择地用于提供套筒流动孔416和就位于端口套壳408外面的空间之间的流体连通。
套筒系统400还包括承载在上部适配器404下方的端口套壳408内的套筒460。该套筒460基本上构造成管子,该管子包括上部462和下部464。下部464包括比上部462小的外直径。下部464包括圆周的突脊或齿466。在该实施例中,且当处于如图5所示的安装模式中时,套筒460的上端468大致邻接上部适配器404并从其中向下延伸,由此,阻塞端口444和套筒流动孔416之间的流体连通。
套筒系统400还包括承载在端口套壳408内的活塞446。该活塞446基本上构造成管子,该管子包括通过中心体452连接到下部450的上部448。在安装模式中,活塞446邻接下部适配器406。活塞446的上端453、上部套筒部分462、上部内表面438、下部内表面440、以及套壳台肩436的下端一起形成了偏置腔室451。在该实施例中,压缩弹簧424被容纳在该偏置腔室451内,弹簧424大致缠绕在套筒460周围。活塞446还包括c形环的槽454,用以将c形环456接纳在其中。活塞还包括剪切销插口457,用以将剪切销458接纳在其中。该剪切销458从剪切销插口457延伸到形成在套筒460内的类似剪切销孔459内。因此,在图5所示的安装模式中,剪切销458限制活塞446相对于套筒460的移动。应该认识到,c形环456包括与齿466互补的突脊或齿469,互补的方式是允许c形环456相对于套筒460向上但不向下滑动,同时,成组的齿466、469彼此啮合。
套筒系统400还包括承载在活塞446内和下部适配器406的上部内的分段承座270。在图5所示的实施例中,该分段承座470基本上构造成管子,该管子包括内孔表面473和在承座上端的斜面471,该斜面471构造成和/或尺寸做成有选择地啮合和/或保持为特殊尺寸和/或形状的闭塞器(诸如闭塞器476)。类似于以上参照图2-4所披露的分段承座270,在图5的实施例中,分段承座470可沿径向相对于中心轴线402分为多段。例如,像图2A中所示的分段承座270那样,分段承座470细分为三个互补的分段,它们有大致相等的尺寸、形状和/或构造。在一实施例中,该三个互补的分段(类似于图2A中披露的段270A、270B和270C)一起形成分段承座470,每个分段构成分段承座470的大约三分之一(例如,约120°径向地延伸)。在一替代的实施例中,像分段承座470那样的分段承座可包括任何合适数量的等分或不等分的分段。例如,一个分段承座可包括两个、四个、五个、六个或更多个互补的径向段。分段承座470可由合适材料和任何合适方式形成,例如,如以上参照图2-4中所示的分段承座270所披露的。应该认识到,尽管闭塞器476在图5中与处于安装模式中的套筒系统400一起显示,但在套筒系统400的大多数应用中,套筒系统400可在井下放置而没有闭塞器476,而其后可如下文中详细讨论的那样提供闭塞器476。此外,尽管闭塞器476是球,但其它实施例的闭塞器也可以是任何其它合适的形状或装置,该形状或装置用于密封抵靠住保护性护套272和/或承座垫圈(两者将在下文中讨论)以及阻塞通过套筒流动孔216的流动。
在一替代的实施例中,像套筒系统200那样的套筒系统可包括可膨胀的承座。如此可膨胀的承座可由以下材料构成,例如但不限于:诸如AISI4140或4130的低合金钢,且该承座大致构造成径向向外地偏置,这样,如果不加径向限制的话,则承座270的(例如,外/内的)直径增加。在某些实施例中,可膨胀的承座可由一段大致蜿蜒的AISI4140的形成。例如,可膨胀的承座可包括多个介于承座上部和下部之间的蜿蜒环并圆周地延续而形成承座。在一实施例中,如此的可膨胀承座可用保护性护套272覆盖(将在下文中讨论),和/或可包括承座垫圈。
类似于以上参照图2-4所披露的分段承座270,在图5的实施例中,分段承座470的一个或多个表面被保护性护套472覆盖。类似于图2A所示的分段承座270,分段承座470覆盖分段承座470的一个或多个斜面471、分段承座470的内孔473、分段承座470的下表面475,或它们的组合。在一替代的实施例中,保护性护套可覆盖分段承座470的任何一个或多个表面,这将会被阅读本发明的本技术领域内技术人员所认识。在一实施例中,保护性护套472可在分段承座470的这些表面上形成连续层,与套筒流动孔416流体地连通,保护性护套472可以任何合适方式形成,并可用合适材料,例如,如以上参照图2-4中所示分段承座270所披露的材料。总而言之,文中针对保护性护套272和分段承座270所作出的披露也适用于保护性护套472和分段承座470。
在一实施例中,分段承座470还可包括承座垫圈,其用来密封闭塞器。在某些实施例中,承座垫圈可用橡胶构成。在如此的实施例和安装模式中,承座垫圈可基本上被擒获在可膨胀的承座和套筒下端之间。在一实施例中,例如通过啮合和/或密封闭塞器,使保护性护套472可用作如此的垫圈。在如此的实施例中,保护性护套472具有可变的厚度。例如,构造成啮合闭塞器的保护性护套472的表面(例如,斜面471)可包括比保护性护套472的一个或多个表面厚的厚度。
承座470还包括承座剪切销孔478,其径向地与形成在活塞446内的类似的活塞剪切销孔480对齐并大体上同轴。孔478、480一起接纳剪切销482,由此限制承座470相对于活塞446的运动。此外,活塞446包括用以接纳突耳486的突耳插口484。在套筒系统400的安装模式中,突耳486被擒获在承座470和端口套壳408之间的突耳插口484内。具体来说,突耳486延伸入形成在端口套壳408内的基本上沿圆周的突耳槽488,由此,限制活塞446相对于端口套壳408的运动。因此,在安装模式中,由于各剪切销458、482和突耳486如上所述地就位,活塞446、套筒460和承座470基本上都相对于端口套壳408并相对于彼此锁定到位,于是,防止套筒流动孔416和端口444之间的流体连通。
下部适配器406可被描述为包括具有上部中心孔直径492的上部中心孔490以及具有连接到上部中心孔490的承座擒获孔直径496的承座擒获孔494。在该实施例中,上部中心孔直径492的尺寸做成紧紧地配合在承座470的外表面上,在一实施例中,其大约等于套筒下部464外表面的直径。然而,承座擒获孔直径496比上部中心孔直径492大得多,由此,当可膨胀承座470进入如下文中详细描述的承座擒获孔494时,允许可膨胀承座470径向膨胀。
现参照图5-8,下面描述运行套筒系统400的方法。最一般地讲,图5示出处于“安装模式”中的套筒系统400,其中,套筒460相对于端口套壳408搁置在位置中,从而套筒460阻止套筒流动孔416和端口444之间的流体连通。应该认识到,套筒460可以压力平衡。图6示出处于安装模式的另一阶段中的套筒系统400,其中,套筒460不再由剪切销482或突耳486限制相对于端口套壳408的移动,但由于剪切销458的存在而仍保持限制如此的运动。在套筒460的压力得到平衡的情形中,销458可主要地用来防止套筒460因意外落下工具或其它不需要的动作引起的意外运动,这些意外的动作由于不需要的动量力而造成套筒460移动。图7示出处于“延迟模式”中的套筒系统400,其中,套筒460相对于端口套壳408的运动尚未发生,但一旦出现选定的钻井孔条件,如此的运动便可相随发生。在该实施例中,选定的钻井孔条件是在达到图6所示的模式之后在流动孔416内发生足够的流体压力下降。最后,图8示出处于“完全打开模式”中的套筒系统400,其中,套筒460不再阻碍端口444和套筒流动孔416之间的流体路径,而是在端口444和套筒流动孔416之间设置最大的流体路径。
现参照图5,在套筒系统400处于安装模式中时,活塞446、套筒460、保护性护套472和分段承座470沿中心轴线402的运动都被限制,这至少是因为剪切销482、458相对于端口套壳408锁住了分段承座470、活塞446以及套筒460。在该实施例中,突耳486还限制活塞446相对于端口套壳408的运动,因为突耳486被擒获在活塞446的突耳插口484内并在分段承座470和端口套壳408之间。具体来说,突耳486被擒获在突耳槽488内,由此阻止活塞466相对于端口套壳408的运动。此外,在安装模式中,弹簧424沿着中心轴线402被部分地被压缩,由此向下并远离筒台肩436地偏置活塞446。应该认识到,在替代的实施例中,该偏置腔室451可被充分地密封,以允许容纳住对活塞446供应如此偏置力的加压流体。例如,充氮可被容纳在如此替代的实施例中。应该认识到,在替代的实施例中,偏置腔室451可包括诸如弹簧424的弹簧和如此的加压流体中的一种,或者两种都包括。
现参照图6,闭塞器476可通过诸如工作钻具组112那样的钻具组,直到闭塞器476基本上密封住保护性护套472(如图5所示),替代地,在存在有密封垫圈的实施例中是密封住密封垫圈。由于闭塞器476抵靠住保护性护套472和/或承座垫圈而就位,所以套筒流动孔416内的压力可在闭塞器的井上方向处增大,直到闭塞器476通过保护性护套472和分段承座470传递足够的力,以致使剪切销482受剪切。一旦剪切销482被剪切,保护性护套472和分段承座470从它们的安装模式位置由闭塞器476朝向井下驱动。分段承座470如此的向井下的运动使突耳486露出,由此使由突耳486正常提供的位置锁定特征失效。然而,即使活塞446不再由保护性护套472、分段承座470和突耳486限制朝向井下的运动,弹簧424的弹簧力和剪切销458仍将活塞保持锁定在位置中。因此,套筒系统保持在平衡的或锁定模式中,不过是安装模式的一种不同的结构或阶段。应该认识到,闭塞器476、保护性护套472和分段承座470继续朝向承座擒获孔494向下运动并与该孔494互相作用,其方式基本上与以上参照图2-4所披露的闭塞器276、保护性护套272和分段承座270朝向承座擒获孔304运动并与该孔304互相作用的情况相同。
现参照图7,为了启动从安装模式到延迟模式的进一步过渡,增大流动孔416内的压力,直到活塞446被推向上并剪切剪切销458。在对剪切销458进行如此的剪切之后,活塞446向上朝向套壳台肩436移动,由此,进一步压缩弹簧424。由于活塞446充分地向上运动,使活塞446的下部450邻接套筒上部462。当活塞446移动到如此的邻接状态时,c形环456的齿469啮合套筒下部464的齿466。活塞446的下部450和套筒上部446之间的邻接阻止活塞446相对于套筒460进一步向上运动。齿469、466的啮合阻止活塞446其后相对于套筒460的任何向下运动。因此,活塞446相对于套筒460被锁定就位,套筒系统400可被称作处于延迟模式中。
在处于延迟模式的同时,套筒系统400构造成:响应于流动孔416内流体压力充分地下降,中断端口444与套筒460的覆盖。例如,随着流动孔416内流体压力充分地下降,弹簧424提供的弹簧力最终克服施加在活塞446上的向上力,该向上力由流动孔416内流体压力所产生。由于流动孔416内压力继续下降,弹簧424迫使活塞446向下。因为活塞446通过c形环456现被锁定在套筒460,所以,套筒也被强制向下。套筒460如此的向下运动露出了端口444,由此提供流动孔416和端口444之间的流体连通。当活塞446返回到其邻接抵靠下部适配器406的位置时,套筒系统400被称作处于完全打开模式中。套筒系统400在图8中显示为处于完全打开模式中。
在某些实施例中,运行诸如钻井孔作业系统100那样的钻井孔作业系统可包括:在钻井孔中提供第一套筒系统(例如,套筒系统200、400类型的系统),以及在钻井孔中位于第一套筒系统的井下方向处中提供第二套筒系统。接下来,可使用钻井孔作业泵和/或其它设备,以经第一和第二套筒系统的套筒流动孔产出流体流。其后,可将闭塞器引入到流体流中,使得闭塞器朝着井下地移动并与第一套筒系统的承座啮合。当闭塞器首先接触到第一套筒系统的承座时,各第一套筒系统和第二套筒系统处于上述安装模式中的一种模式中,这样,在套筒流动孔和其外部区域(例如,钻井孔的环面和/或打孔、裂缝或地层内的流动路径)之间基本上没有通过套筒系统的端口套壳的流体连通。因此,可提高流体压力,以如以上所述一种方式中的方式所述,开启对第一套筒系统限制器的锁定,由此,使第一套筒系统从安装模式过渡到上述延迟模式中的一种模式。
在某些实施例中,可保持流体流量和压力,以使闭塞器以上述方式通过第一套筒系统并在其后啮合第二套筒系统的承座。第一套筒系统运行的延迟模式阻止第一套筒的套筒流动孔和钻井孔环面之间的流体连通,由此,确保没有归结于如此流体连通的压力损失会阻止第二套筒系统的套筒流动孔内其后的加压。由此,根据需要又可增加在闭塞器的井上方向处的流体压力,以如上所述方式中的一种方式开启对第二套筒系统限制器的锁定。由于第一和第二套筒系统已经开锁,且在它们各自的延迟模式中,可使用运行的延迟模式,以在此后提供和/或增加套筒流动孔和钻井孔邻近环面之间和/或包围地层的流体连通,不会不利地影响开启第一和第二套筒系统锁定的能力。
此外,应该认识到,可构造套筒系统的一个或多个特征,从而,与一个或多个相对地定位在朝向井下的位置处的套筒系统所提供的延迟时间相比,在套筒流动孔和环面之间能够有基本的流体连通之前,使得一个或多个相对地定位在朝向井上的位置处的套筒系统具有的延迟时间更长。例如,可对流体腔室268的体积、放置在流体腔室268内的流体量和/或类型、流体计量装置291和/或第一套筒系统的其它特征不同地进行选择,和/或以与第二套筒系统的相关部件的不同的组合,以便充分地延迟通过第一套筒系统提供上述的流体连通,直到第二套筒系统被开锁和/或以其它方式过渡到运行的延迟模式,直到经第二套筒系统提供到环面和/或地层的流体连通,和/或直到在经第二套筒系统提供流体连通之后达到预定的时间量。在某些实施例中,如此的第一和第二套筒系统可构造成允许基本上同时地和/或交迭地发生提供实质的流体连通(例如,实质的流体连通和/或达到上述的完全打开模式)。然而,在其它实施例中,第二套筒系统可在由第一套筒系统提供如此的流体连通之前,提供如此的流体连通。
现参照图1,描述使用钻井孔作业系统100来对钻井孔114进行作业的一个或多个方法。在某些情形中,通过有选择地提供(例如,打开)经与给定区域相关联的一个或多个套筒系统(例如,套筒系统200和200a-200e)的流体连通,可利用钻井孔作业系统100来有选择地处理选定的一个或多个区域150,即,第一、第二、第三、第四和第五区域150a-150e。具体来说,通过使用上述运行诸如套筒系统200和/或400的个别套筒系统的方法,便可使用各自关联的套筒系统200和200a-200e来处理区域150、150a-150e中的任何一个区域。应该认识到,区域150、150a-150e可彼此隔离,例如,通过膨胀的间隔器、机械间隔器、沙子塞头、密封剂组成物(例如,水泥)或它们的组合进行隔离。在讨论第一和第二套筒系统运行的实施例中,应该认识到,可类似地运行多个套筒系统(例如,第三、第四、第五等的套筒系统),以便有选择地处理多个区域(例如,第三、第四、第五等的处理区域),例如,如下文中参照图1所描述的。
在第一实施例中,提供一种执行钻井孔作业操作的方法,其使用多个关联的套筒系统个别地作业地层的多个区域。在如此的实施例中,套筒系统200和220a-200e可构造成基本上类似上述的套筒系统200。套筒系统200和220a-200e可设置有承座,它们构造成与第一构造和/或尺寸的闭塞器(例如,单个球和/或同样尺寸和构造的多个球)互相作用。套筒系统200和220a-200e包括流体计量延迟系统,而各个不同的套筒系统可构造有流体计量装置,选择该流体计量装置,以在特定的套筒系统从安装模式过渡到延迟模式之后,在选定的时间之内提供经过该套筒系统流体连通。每个套筒系统可构造成从延迟模式过渡到完全打开模式,由此提供流体连通,其时间量等于作以下两个操作所需的时间之和:将所有相对于该套筒系统进一步地位于井下的套筒从安装模式过渡到延迟模式(例如,通过如上所述地啮合闭塞器),以及对与套筒系统关联的区域执行所要求的作业操作;此外,操作员可选择建立如“安全裕度”那样的额外的时间量(例如,以确保如此操作的完成)。此外,在将要处理连续区域的实施例中,有必要提供额外的时间,以限制先前处理过的区域的流体连通(例如,在相对于该区域完成作业操作后)。例如,有必要提供时间,用于相对于特定区域执行“筛出”操作,这将在下文中讨论。例如,如果闭塞器在相邻套筒系统之间移动时间估计为大约10分钟,其执行作业操作的估计时间约为1小时40分钟,且操作员希望有附加的10分钟作为安全裕度,那么,每个套筒系统可构造成在从井下方向与该套筒系统紧邻的套筒系统之后约2小时内从延迟模式过渡到完全打开模式。再次参照图1,在如此的实例中,沿朝井下的方向最远的套筒系统(200a)可构造成:在从安装模式过渡到延迟模式之后不久(例如,立即地,在大约30秒内,在大约1分钟内,或在大约5分钟内)即从延迟模式过渡到完全打开模式;沿朝井下的方向第二远套筒系统(200b)可构造成:在大约2小时时过渡到完全打开模式,沿朝井下的方向第三远的套筒系统(200c)可构造成:在大约4小时时过渡到完全打开模式;沿朝井下的方向第四远的套筒系统(200d)可构造成:在大约6小时时过渡到完全打开模式;沿朝井下的方向第五远的套筒系统(200e)可构造成:在大约8小时时过渡到完全打开模式;沿朝井下的方向第六远的套筒系统可构造成:在大约10小时时过渡到完全打开模式。在各种替代实施例中,任何一个或多个套筒系统(例如,200和220a-200e)可构造成在要求的时间内打开。例如,给定的套筒可构造成在从安装模式过渡到延迟模式之后的大约1秒钟内打开,替代地,在大约30秒钟内、1分钟内、5分钟内、15分钟内、30分钟内、1小时内、2小时内、3小时内、4小时内、6小时内、8小时内、10小时内、12小时内、14小时内、16小时内、18小时内、20小时内、24小时内,或达到给定处理曲线的任何时间量,这将在下文中讨论。
在一替代的实施例中,套筒系统200和220b-200e的构造基本上类似于以上所述的套筒系统200,套筒系统200a构造成基本上类似于以上所述的套筒系统400。套筒系统200和220a-200e可设置有承座,承座构造成与第一构造和/或尺寸的闭塞器互相作用。套筒系统200和220b-200e包括流体计量延迟系统,各个不同的套筒系统可构造成有选定的流体计量装置,以在如上所述地从安装模式过渡到延迟模式之后的选定时间量内,提供通过该特定套筒系统的流体连通。沿朝井下的方向最远的套筒系统(200a)可构造成:在该套筒系统的流动孔内流体压力充分下降后,便从延迟模式过渡到完全打开模式,这如以上参照套筒系统400所描述的。在如此的替代实施例中,沿朝井下的方向最远的套筒系统(200a)可在过渡到延迟模式之后不久即从延迟模式过渡到完全打开模式。如上所述,进一步在井上方向上的套筒系统可在此后选定的时间段中从延迟模式过渡到完全打开模式。
换句话说,在任一实施例中,流体计量装置可这样进行选择:没有套筒系统会提供其相应的流动孔和端口之间的流体连通,直到相对于该特定套筒系统进一步位于井下方向处的套筒系统中的每一个都完成了从延迟模式过渡到完全打开模式,和/或直到经过了预定的时间量。可在如下情形中采用该结构,即,希望分别地处理多个区域(例如,区域150和150a-150e),并希望使用单一闭塞器来致动相关的套筒系统,以此避免需要通过诸如工作钻具组112那样的工作钻具组引入和移去多个闭塞器的情形中。此外,因为对于多个(例如,所有的)套筒系统可使用单一尺寸和/或构造的闭塞器,所以,公共的工作钻具组、通过该工作钻具组的流动路径的尺寸(例如,流动孔的直径)可以更加一致,消除或减少对通过工作钻具组的流体运动限制,这样,相对于流体的流量来说,可几乎没有偏差。
在这些实施例的任一个中,执行钻井孔作业操作的方法可包括:提供包括多个结构如上所述的套筒系统的工作钻具组,将工作钻具组定位在钻井孔内,使得多个套筒系统中的一个或多个系统靠近和/或基本上邻近于所要被作业的一个或多个区域(例如,偏移的区域)定位。例如,通过致动一个或多个间隔器或类似的隔离装置可使诸区域隔离。
接下来,当要提供经过套筒系统200和220a-200e的流体连通时,将构造和/或尺寸适于与套筒系统的承座互相作用的如闭塞器276那样的闭塞器引入和通过工作钻具组112,直到闭塞器276到达沿朝着井上的方向相对最远的套筒系统200,并啮合该套筒系统如承座270那样的承座。连续的泵送可提高施加到承座270上的压力,造成套筒系统从安装模式过渡到延迟模式,并如上所述地令闭塞器通过工作钻具组。然后,闭塞器可继续移动通过工作钻具组,以便同样地啮合并将套筒系统220a-200e过渡到延迟模式。当所有的套筒系统200和220a-200e已经过渡到延迟模式时,套筒系统可从延迟模式过渡到完全打开模式,过渡的顺序是使与套筒系统相关的区域或若干区域都被作业到。在一实施例中,可从诸区域中沿朝着井下的方向相对最远的区域(150a)开始作业,逐渐地朝向沿朝着井下的方向较浅的区域(例如,150b、150c、150d、150e,然后是150)作业。通过使与该区域相关的套筒系统过渡到完全打开模式,并经过该套筒系统的端口将工作流体连通到该区域,便可完成对该特定区域的作业。在图1的套筒系统200和220a-200e构造成基本上类似于图2的套筒系统200的实施例中,通过在套筒系统200a开锁后等待预设的时间量,同时流体计量系统允许如上所述地打开套筒系统,便可完成套筒系统200a(其与区域150a相关联)向完全打开模式的过渡。套筒系统200a完全打开,则工作流体可连通到相关的区域(150a)。在套筒系统200和220b-200e构造成基本上类似于套筒系统200,且套筒系统200a构造成基本上类似于套筒系统400的实施例中,通过如上所述地降低套筒系统流动孔内的压力,就可完成套筒系统200a向完全打开模式中的过渡。
本技术领域内技术人员将会认识到,可根据所要执行的作业操作,来选择连通到区域的工作流体。如此工作流体的非限制性实例包括:破碎流体、水力喷射或打洞流体、酸化处理流体、注射流体、流体损失流体、密封剂组成物等。
正如本技术领域内技术人员阅读本发明后会认识到的,当对一区域作业时,例如,有可能要求限制与该区域的流体连通,这样,工作流体可连通到另一区域。在一实施例中,当对于沿朝着井下的方向相对最远的区域(150a)的作业操作已经完成时,通过有意地造成“筛出”或沙堵塞,操作者可限制与区域150a的流体连通(例如,通过套筒系统200a)。正如本技术领域内技术人员阅读本发明后将会认识到的,“筛选”或“筛出”是指这样一种情况,其中,工作流体中承载的固体和/或颗粒材料形成了限制流体流过流动路径的“桥”。通过筛出通向区域的流动路径,就可限制与该区域的流体连通,这样,可将流体引导到一个或多个其它区域。
当流体连通受到限制时,可针对附加的区域(例如,150b-150e和150)以及相关的套筒系统(例如,200b-200e和200)进行作业操作。如上所述,附加的套筒系统将在从安装模式过渡到延迟模式之后的预设时间间隔内过渡到完全打开模式中,由此,提供与相关区域的流体连通,并允许对该区域作业。在完成对给定区域的作业之后,可如上所述地限制与该区域的流体连通。在一实施例中,当完成对所有区域的作业操作时,例如,可除去用来限制与一个或多个区域流体连通的固体和/或颗粒材料,以允许钻井孔生产流体通过打开套筒形系统的端口流入打开套筒系统的流动孔内。
在一替代的实施例中,使用本文中披露的系统和/或方法,可以任何合适的顺序(即,给定的处理曲线)对各种处理区域进行处理和/或作业。可确定如此的处理构型,并可构造多个像套筒系统200那样的套筒系统(例如,如文中所披露的,通过合适的时间延迟机构)以达到该特定的构型。例如,在操作者希望起始于最下的区域、其次是最上的区域、最后是中间区域的顺序来处理三个地层区域的实施例中,可靠近各个区域来定位这里所披露类型的三个套筒系统。第一套筒系统(例如,靠近最下的区域)可构造成首先打开,第三套筒系统(例如,靠近最上的区域)可构造成第二个打开(例如,允许有足够时间完成对第一区域的作业操作,并阻碍通过第一套筒系统的流体连通),以及第二套筒系统(例如,靠近中间的区域)可构造成最后打开(例如,允许有足够时间完成对第一和第二区域的作业操作,并阻碍通过第一和第二套筒系统的流体连通)。
尽管以下讨论涉及致动两组套筒(各组具有三个套筒),但应该理解到,如此的描述不是限制性的,任何合适的数量和/或成组的套筒都可在对应的处理阶段中被致动。在希望处理区域150a、150b和150c而不处理区域150d、150e和150的第二实施例中,套筒系统220a-200e的构造基本上类似于上述的套筒系统200。在如此的实施例中,套筒系统200a、200b和200c可设置有承座,这些承座构造成与第一构造和/或尺寸的闭塞器互相作用,而套筒系统200d、200e和200构造成不与具有第一构造的闭塞器互相作用。因此,通过让具有第一构造的闭塞器通过位于朝着井上方向处的套筒系统200、200e和200d,并进入与套筒系统200c、200b和200a的连续的啮合,便可使套筒系统200a、200b和200c从安装模式过渡到延迟模式。由于套筒系统200a-200c包括流体计量延迟系统,各种套筒系统可构造有选定的流体计量装置,以提供套筒系统有控制的和/或相对缓慢的打开。例如,可选择流体计量装置,这样,在各个套筒系统200a-200c实现从安装模式过渡到延迟模式之前,实际上没有套筒系统200a-200c提供它们对应流动孔和端口之间的流体连通。换句话说,延迟系统可构造成确保在如此的流体连通之前已经由闭塞器开启各个套筒系统200a-200c的锁定。
为了对区域150a、150b和150c完成上述的处理,应该认识到,为了防止经套筒系统200c、200b的端口的流体和/或流体压力损失,各个套筒系统200c、200b可设置有如下流体计量装置,该流体计量装置延迟该损失,直到闭塞器已经开启套筒系统200a的锁定。还将认识到的是,个别的套筒系统可构造成:响应于套筒系统在相对于操作过程中必须开锁的最后套筒系统(例如,在该情形中,套筒系统200a)进一步朝井上方向的位置处定位,提供相对较长的延迟(例如,从套筒系统被开锁时到套筒系统允许流体流过其端口时的时间)。因此,在某些实施例中,套筒系统200c可构造成提供比由套筒系统200b所提供的延迟更长的延迟。例如,在如下某些实施例中,其中,闭塞器从套筒系统200c移动到套筒系统200b的估计时间为大约10分钟,而从套筒系统200b到套筒系统200a的估计时间也约为10分钟,则套筒系统200c可设置有至少约为20分钟的延迟。该20分钟的延迟可确保如下情形:在任何流体和/或流体压力通过套筒系统200c端口而损失之前,闭塞器既可到达套筒系统200b、200a,也可开启对它们的锁定。
替代地,在某些实施例中,套筒系统200c、200b可各构造成提供相同长的延迟,只要在闭塞器开启套筒系统200a的锁定之前,两者的延迟都足以防止上述流体和/或流体压力从套筒系统200c、200b损失。例如,在如下实施例中,其中,闭塞器从套筒系统200c移动到套筒系统200b的估计时间为大约10分钟,而从套筒系统200b到套筒系统200a的估计时间也约为10分钟,在套筒系统200c、200b可各设置有至少约为20分钟的延迟。因此,使用任何上述的方法,可通过单一闭塞器的工作钻具组112的单次行程开启所有三个套筒系统200a-200c的锁定,并使它们过渡到完全打开模式中,而不开启相对于套筒系统200c位于朝向井上处的套筒系统200d、200e和200的锁定。
接下来,如果套筒系统200d、200e和200要被打开,则具有第二构造和/或尺寸的闭塞器可通过套筒系统200d、200e和200,其方式类似于以上描述的方式,以有选择地打开其余的套筒系统200d、200e和200。当然,这可通过提供带有承座的套筒系统200d、200e和200来实现,承座构造成与具有第二构造的闭塞器互相作用。
在替代的实施例中,诸如套筒系统200a、200b和200c的套筒系统可全部与钻井孔的单一区域相关联,并可全部设置有构造成与第一构造和/或尺寸的闭塞器互相作用的承座,同时,诸如套筒系统200d、200e和200的套筒系统可不与上述单一区域相连,并可构造成不与具有第一构造的闭塞器互相作用。因此,通过让具有第一构造的闭塞器通过位于朝着井上方向处的套筒系统200、200e和200d,并进入与套筒系统200c、200b和200a的连续啮合,这样,诸如套筒系统200a、200b和200c的套筒系统可从安装模式过渡到延迟模式。这样,在有选择地通过其它位于井上方向处的和/或非选定的套筒系统(例如,200d、200e和200)之后,具有第一构造的单一闭塞器便可用来开启和/或致动选定的单一区域内的多个套筒系统(例如,200c、200b和200a)。
钻井孔作业方法的另一替代的实施例可基本上与前面实例相同,但不同的是,使用基本上类似于套筒系统400的至少一个套筒系统。应该认识到,在使用基本上类似于套筒系统400的套筒系统来代替基本上类似于套筒系统200的套筒系统时,方法中的主要差别在于,在从安装模式过渡到完全打开模式的三个套筒系统中不实现相关的流体流动孔和端口之间的流体流动,直到流体流动孔内的压力充分地减小为止。仅在如此的压力减小之后,基本上类似于套筒系统400的套筒系统的弹簧才迫使活塞和套筒向下移动以提供所希望的完全打开模式。
不管采用上述那种类型的套筒系统200、400,都应该认识到,可根据下述方法来执行使用任一类型的套筒系统。钻井孔作业的方法可包括在钻井孔中提供第一套筒系统,以及还在第一套筒系统朝向井下方向的位置处提供第二套筒系统。其后,第一闭塞器可通过第一套筒系统的至少一部分,以开启第一套筒的限制器,由此,使第一套筒从运行的安装模式过渡到运行的延迟模式。接下来,闭塞器可朝着井下方向从第一套筒系统移动通过第二套筒系统的至少一部分,以开启第二套筒的限制器。在某些实施例中,第二套筒限制器的开锁可发生在通过第一套筒系统发生端口流体和/或流体压力损失之前。
在上述钻井孔作业的任一方法中,让钻井孔中的工作流体从打开的套筒系统的流体流动孔中通过打开套筒系统的端口流出,由此,可继续钻井孔作业方法。替代地和/或与钻井孔工作流体如此向外的流动组合地,钻井孔生产流体便可通过打开的套筒系统端口流入打开的套筒系统的流动孔内。
附加的发明披露
下面是根据本发明的非限制性的具体实施例:
实施例A.一种对地层的多个区域进行个别作业的方法,其包括:
提供工作钻具组,该钻具组包括:
第一套筒系统,第一套筒系统包括一个或多个第一端口,第一套筒系统能够从第一模式过渡到第二模式,以及能够从第二模式过渡到第三模式,其中,当第一套筒系统处于第一模式和第二模式时,经一个或多个第一端口的流体连通被限制,且其中,当第一套筒系统处于第三模式时,流体可经一个或多个第一端口连通;以及
第二套筒系统,第二套筒系统包括一个或多个第二端口,第二套筒系统能够从第一模式过渡到第二模式,以及能够从第二模式过渡到第三模式,其中,当第二套筒系统处于第一模式和第二模式时,经一个或多个第二端口的流体连通被限制,且其中,当第二套筒系统处于第三模式时,流体可经一个或多个第二端口连通;靠近地层的第一区域定位第一套筒系统和靠近地层的第二区域定位第二套筒系统,第二区域相对于第一区域是处于朝向井上方向的位置处;
使闭塞器循环通过工作钻具组;
使闭塞器与第二套筒系统的承座相接触;
将压力施加到闭塞器,使第二套筒过渡到第二模式,且闭塞器通过第二套筒系统的承座;
使闭塞器与第一套筒系统的承座相接触;
将压力施加到闭塞器,使第一套筒过渡到第二模式,且闭塞器通过第一套筒系统的承座;
允许第一套筒系统从第二模式过渡到第三模式;以及
经过第一套筒系统的一个或多个第一端口而使工作流体连通到第一区域。
实施例B.实施例A的方法,还包括:
在经过一个或多个第一端口使工作流体连通到第一区域之后,限制经过一个或多个第一端口的流体连通。
实施例C.实施例B的方法,还包括:
在限制经过一个或多个第一端口的流体连通之后,允许第二套筒系统从第二模式过渡到第三模式;以及
经过第二套筒系统的一个或多个第二端口而使工作流体连通到第二区域。
实施例D.实施例A的方法,其中,第一套筒系统几乎同时地从第二模式过渡到第三模式。
实施例E.实施例A的方法,其中,允许第一套筒系统从第二模式过渡到第三模式包括允许在第一套筒系统过渡到第二模式之后经过第一时间量。
实施例F.实施例E的方法,其中,第一时间量是在约30秒至约30分钟的范围内。
实施例G.实施例A的方法,其中,允许第一套筒系统从第二模式过渡到第三模式包括允许降低施加到第一套筒系统的流动孔上的压力。
实施例H.实施例E的方法,还包括允许第二套筒系统从第二模式过渡到第三模式,其中,允许第二套筒系统从第二模式过渡到第三模式包括允许在第二套筒系统过渡到第二模式之后经过第二时间量。
实施例I.实施例H的方法,其中,第二时间量大于第一时间量。
实施例J.实施例H的方法,其中,第二时间量比第一时间量大至少约1小时。
实施例K.实施例H的方法,其中,第二时间量比第一时间量大至少约2小时。
实施例L.实施例B的方法,其中,限制经过一个或多个第一端口的流体连通包括允许筛出经过一个或多个端口的流动路径。
实施例M.实施例C的方法,其中,工作钻具组还包括:
第三套筒系统,其包括一个或多个第三端口,第三套筒系统能够从第一模式过渡到第二模式,以及能够从第二模式过渡到第三模式,其中,当第三套筒系统处于第一模式和第二模式时,经过一个或多个第三端口的流体连通被限制,且其中,当第三套筒系统处于第三模式时,流体可经过一个或多个第三端口连通,其中,所述第一套筒系统和所述第二套筒系统相对于所述第三套筒系统处于进一步朝向井下方向的位置处。
实施例N.实施例M的方法,还包括:
靠近地层的第三区域定位第三套筒系统;
在闭塞器与第二套筒系统的承座相接触之前,使闭塞器与第三套筒系统的承座相接触;
将压力施加到闭塞器上,使得第三套筒系统过渡到第二模式,且闭塞器通过第三套筒系统的承座,
其中,第三套筒系统不从第二模式过渡到第三模式,直到流体经过第二套筒系统的一个或多个第二端口连通到第二区域之后为止。
实施例O.一种对地层的多个区域个别地进行作业的方法,该方法包括:
提供工作钻具组,该钻具组中一体形成有第一套筒系统和第二套筒系统;
靠近第一区域定位构造成安装模式中的第一套筒系统,其中,第一套筒系统构造成在处于安装模式时限制与第一区域的流体连通;
靠近第二区域定位构造成安装模式中的第二套筒系统,其中,第二套筒系统构造成在处于安装模式时限制与第二区域的流体连通;
使第二套筒从安装模式过渡到延迟模式,其中,第二套筒系统构造成在延迟模式时限制与第二区域的流体连通;
使第一套筒从安装模式过渡到延迟模式,其中,第一套筒系统构造成在处于延迟模式时限制与第一区域的流体连通;
允许第一套筒系统从延迟模式过渡到打开模式;
经过第一套筒系统将工作流体连通到第一区域,同时第二套筒系统处于延迟模式。
实施例P.实施例O的方法,还包括:
在经过第一套筒系统将工作流体连通到第一区域之后,限制经过第一套筒系统的流体连通。
实施例Q.实施例P的方法,还包括:
在限制经过第一套筒系统的流体连通之后,允许第二套筒系统从延迟模式过渡到打开模式;
经过第二套筒系统使工作流体连通到第二区域。
实施例R.实施例O的方法,其中,所述第一套筒系统相对于所述第二套筒系统进一步位于朝向井下方向的位置处。
实施例S.实施例P的方法,其中,允许第一套筒系统从延迟模式过渡到打开模式包括允许在第一套筒系统过渡到延迟模式之后经过第一时间量。
实施例T.实施例P的方法,允许第二套筒系统从延迟模式过渡到打开模式包括允许在第二套筒系统过渡到延迟模式之后经过第二时间量。
实施例U.实施例T的方法,第二时间量大于第一时间量。
这里披露了至少一个实施例,本技术领域内技术人员对实施例和/或实施例的特征作出的各种组合和/或修改均在本发明的范围之内。通过组合、集成和/或省略实施例的特征得出的替代实施例也在本发明的范围内。如果明白地陈述出数字范围或数字限值,那么,如此表达的范围或限值应被理解为包括落入明白地陈述的数字范围或限值内的同样幅值的迭代的范围或限值(例如,从大约1至大约10包括了2、3、4等;大于0.10包括0.11、0.12、0.13等)。例如,只要揭示了带有下限R和上限R的数字范围,那么,落入该范围内的任何数字就具体地披露了。尤其是,该范围内的以下数字就被具体地披露了:R=R+k*(R-R),其中,k是从1%至100%的变量,增量为1%,即,k是1%、2%、3%、4%、5%、…50%、51%、52%、…95%、96%、97%、98%、99%或100%。此外,如以上所定义的由两个R数字所确定的任何数字范围也就具体地披露了。用于权利要求书中任何元件的术语“可供选择地”是指,需要该元件,或者替代地,该元件不需要,该两种替代方式都在权利要求的范围之内。使用诸如“包括”、“包含”和“具有”之类的广义术语应将其理解为:对诸如“由…组成”、“主要地由…组成”和“基本上由…构成”的狭义术语提供支持。因此,保护范围不是由以上阐述的描述所限定,而是由附后的权利要求书予以定义,保护范围包括权利要求书主题的所有等价物。作为进一步的披露,将各个和每个权利要求书纳入到本说明书内,权利要求书均是本发明的实施例。

Claims (21)

1.一种对地层的多个区域进行个别作业的方法,该方法包括:
提供工作钻具组,该钻具组包括:
第一套筒系统,第一套筒系统包括一个或多个第一端口,第一套筒系统能够从第一模式过渡到第二模式,以及能够从第二模式过渡到第三模式,其中,当第一套筒系统处于第一模式和第二模式时,经一个或多个第一端口的流体连通被限制,当第一套筒系统处于第三模式时,流体可经一个或多个第一端口连通;以及
第二套筒系统,第二套筒系统包括一个或多个第二端口,第二套筒系统能够从第一模式过渡到第二模式,以及能够从第二模式过渡到第三模式,其中,当第二套筒系统处于第一模式和第二模式时,经一个或多个第二端口的流体连通被限制,当第二套筒系统处于第三模式时,流体可经一个或多个第二端口连通;
靠近地层的第一区域定位第一套筒系统和靠近地层的第二区域定位第二套筒系统,第二区域相对于第一区域处于朝向井上方向的位置处;
使闭塞器循环通过工作钻具组;
使闭塞器与第二套筒系统的承座相接触;
将压力施加到闭塞器,使第二套筒过渡到第二模式,且闭塞器通过第二套筒系统的承座;
使闭塞器与第一套筒系统的承座相接触;
将压力施加到闭塞器,使第一套筒过渡到第二模式,且闭塞器通过第一套筒系统的承座;
允许第一套筒系统从第二模式过渡到第三模式;以及
经过第一套筒系统的一个或多个第一端口而使工作流体连通到第一区域。
2.如权利要求1所述的方法,其特征在于,还包括:
在经过一个或多个第一端口使工作流体连通到第一区域之后,限制经过一个或多个第一端口的流体连通。
3.如权利要求1或2所述的方法,其特征在于,还包括:
在限制经过一个或多个第一端口的流体连通之后,允许第二套筒系统从第二模式过渡到第三模式;以及
经过第二套筒系统的一个或多个第二端口而使工作流体连通到第二区域。
4.如权利要求1或2所述的方法,其特征在于,第一套筒系统在从第一模式过渡到第二模式之后,立即从第二模式过渡到第三模式。
5.如权利要求1所述的方法,其特征在于,允许第一套筒系统从第二模式过渡到第三模式包括允许在第一套筒系统过渡到第二模式之后经过第一时间量。
6.如权利要求5所述的方法,其特征在于,第一时间量是在30秒至30分钟的范围内。
7.如权利要求5所述的方法,其特征在于,允许第一套筒系统从第二模式过渡到第三模式包括允许降低施加到第一套筒系统的流动孔上的压力。
8.如权利要求5、6或7所述的方法,其特征在于,还包括允许第二套筒系统从第二模式过渡到第三模式,其中,允许第二套筒系统从第二模式过渡到第三模式包括允许在第二套筒系统过渡到第二模式之后经过第二时间量。
9.如权利要求8所述的方法,其特征在于,第二时间量大于第一时间量。
10.如权利要求8所述的方法,其特征在于,第二时间量比第一时间量大至少1小时。
11.如权利要求8所述的方法,其特征在于,第二时间量比第一时间量大至少2小时。
12.如权利要求2所述的方法,其特征在于,限制经过一个或多个第一端口的流体连通包括允许筛出经过一个或多个端口的流动路径。
13.如权利要求3所述的方法,其特征在于,所述工作钻具组还包括:
第三套筒系统,第三套筒系统包括一个或多个第三端口,第三套筒系统能够从第一模式过渡到第二模式,以及能够从第二模式过渡到第三模式,其中,当第三套筒系统处于第一模式和第二模式时,经过一个或多个第三端口的流体连通被限制,当第三套筒系统处于第三模式时,流体可经过一个或多个第三端口连通,其中,所述第一套筒系统和所述第二套筒系统相对于所述第三套筒系统进一步处于朝向井下方向的位置处。
14.如权利要求13所述的方法,其特征在于,还包括:
靠近地层的第三区域定位第三套筒系统;
在闭塞器与第二套筒系统的承座相接触之前,使闭塞器与第三套筒系统的承座相接触;
将压力施加到闭塞器上,使得第三套筒系统过渡到第二模式,且闭塞器通过第三套筒系统的承座,
其中,第三套筒系统不从第二模式过渡到第三模式,直到流体经过第二套筒系统的一个或多个第二端口连通到第二区域为止。
15.一种对地层的多个区域个别地进行作业的方法,该方法包括:
提供工作钻具组,该钻具组中一体形成有第一套筒系统和第二套筒系统;
靠近第一区域定位构造成安装模式中的第一套筒系统,其中,第一套筒系统构造成在处于安装模式时限制与第一区域的流体连通;
靠近第二区域定位构造成安装模式中的第二套筒系统,其中,第二套筒系统构造成在处于安装模式时限制与第二区域的流体连通;
使第二套筒从安装模式过渡到延迟模式,其中,第二套筒系统构造成在延迟模式时限制与第二区域的流体连通;
使第一套筒从安装模式过渡到延迟模式,其中,第一套筒系统构造成在处于延迟模式时限制与第一区域的流体连通;
允许第一套筒系统从延迟模式过渡到打开模式;
经过第一套筒系统将工作流体连通到第一区域,同时第二套筒系统处于延迟模式。
16.如权利要求15所述的方法,其特征在于,还包括:
在经过第一套筒系统将工作流体连通到第一区域之后,限制经过第一套筒系统的流体连通。
17.如权利要求15或16所述的方法,其特征在于,还包括:
在限制经过第一套筒系统的流体连通之后,允许第二套筒系统从延迟模式过渡到打开模式;
经过第二套筒系统使工作流体连通到第二区域。
18.如权利要求15或16所述的方法,其特征在于,所述第一套筒系统相对于所述第二套筒系统进一步位于朝向井下方向的位置处。
19.如权利要求16所述的方法,其特征在于,允许第一套筒系统从延迟模式过渡到打开模式包括允许在第一套筒系统过渡到延迟模式之后经过第一时间量。
20.如权利要求19所述的方法,其特征在于,该方法包括:允许第二套筒系统从延迟模式过渡到打开模式包括允许在第二套筒系统过渡到延迟模式之后经过第二时间量。
21.如权利要求20所述的方法,其特征在于,第二时间量大于第一时间量。
CN201280008011.3A 2011-02-10 2012-02-10 对地层的多个区域进行个别作业的方法 Expired - Fee Related CN103477028B (zh)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US13/025,039 US8695710B2 (en) 2011-02-10 2011-02-10 Method for individually servicing a plurality of zones of a subterranean formation
US13/025,039 2011-02-10
PCT/GB2012/000139 WO2012107730A2 (en) 2011-02-10 2012-02-10 A method for indivdually servicing a plurality of zones of a subterranean formation

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN103477028A CN103477028A (zh) 2013-12-25
CN103477028B true CN103477028B (zh) 2016-11-16

Family

ID=45688174

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201280008011.3A Expired - Fee Related CN103477028B (zh) 2011-02-10 2012-02-10 对地层的多个区域进行个别作业的方法

Country Status (11)

Country Link
US (2) US8695710B2 (zh)
EP (2) EP3404200A1 (zh)
CN (1) CN103477028B (zh)
AU (1) AU2012215163B2 (zh)
BR (1) BR112013020522A2 (zh)
CA (1) CA2825355C (zh)
CO (1) CO6761342A2 (zh)
DK (1) DK2673462T3 (zh)
EA (1) EA201391112A1 (zh)
MX (1) MX337279B (zh)
WO (1) WO2012107730A2 (zh)

Families Citing this family (71)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US9682425B2 (en) 2009-12-08 2017-06-20 Baker Hughes Incorporated Coated metallic powder and method of making the same
US8668012B2 (en) * 2011-02-10 2014-03-11 Halliburton Energy Services, Inc. System and method for servicing a wellbore
US8695710B2 (en) * 2011-02-10 2014-04-15 Halliburton Energy Services, Inc. Method for individually servicing a plurality of zones of a subterranean formation
US10240419B2 (en) 2009-12-08 2019-03-26 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Downhole flow inhibition tool and method of unplugging a seat
US8839871B2 (en) 2010-01-15 2014-09-23 Halliburton Energy Services, Inc. Well tools operable via thermal expansion resulting from reactive materials
US8474533B2 (en) 2010-12-07 2013-07-02 Halliburton Energy Services, Inc. Gas generator for pressurizing downhole samples
US9080098B2 (en) 2011-04-28 2015-07-14 Baker Hughes Incorporated Functionally gradient composite article
US8631876B2 (en) 2011-04-28 2014-01-21 Baker Hughes Incorporated Method of making and using a functionally gradient composite tool
US8893811B2 (en) 2011-06-08 2014-11-25 Halliburton Energy Services, Inc. Responsively activated wellbore stimulation assemblies and methods of using the same
US9139928B2 (en) 2011-06-17 2015-09-22 Baker Hughes Incorporated Corrodible downhole article and method of removing the article from downhole environment
US9707739B2 (en) 2011-07-22 2017-07-18 Baker Hughes Incorporated Intermetallic metallic composite, method of manufacture thereof and articles comprising the same
US9643250B2 (en) 2011-07-29 2017-05-09 Baker Hughes Incorporated Method of controlling the corrosion rate of alloy particles, alloy particle with controlled corrosion rate, and articles comprising the particle
US9833838B2 (en) 2011-07-29 2017-12-05 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Method of controlling the corrosion rate of alloy particles, alloy particle with controlled corrosion rate, and articles comprising the particle
US9033055B2 (en) 2011-08-17 2015-05-19 Baker Hughes Incorporated Selectively degradable passage restriction and method
US8899334B2 (en) 2011-08-23 2014-12-02 Halliburton Energy Services, Inc. System and method for servicing a wellbore
US9856547B2 (en) 2011-08-30 2018-01-02 Bakers Hughes, A Ge Company, Llc Nanostructured powder metal compact
US9109269B2 (en) 2011-08-30 2015-08-18 Baker Hughes Incorporated Magnesium alloy powder metal compact
US9090956B2 (en) 2011-08-30 2015-07-28 Baker Hughes Incorporated Aluminum alloy powder metal compact
US9643144B2 (en) 2011-09-02 2017-05-09 Baker Hughes Incorporated Method to generate and disperse nanostructures in a composite material
US9617823B2 (en) 2011-09-19 2017-04-11 Schlumberger Technology Corporation Axially compressed and radially pressed seal
CA2851710C (en) * 2011-10-11 2022-08-09 Packers Plus Energy Services Inc. Wellbore actuators, treatment strings and methods
US9238953B2 (en) 2011-11-08 2016-01-19 Schlumberger Technology Corporation Completion method for stimulation of multiple intervals
US9010416B2 (en) 2012-01-25 2015-04-21 Baker Hughes Incorporated Tubular anchoring system and a seat for use in the same
US9394773B2 (en) * 2012-01-27 2016-07-19 Weatherford Technology Holdings, Llc Resettable ball seat
US9103189B2 (en) * 2012-03-08 2015-08-11 Halliburton Energy Services, Inc. Segmented seat for wellbore servicing system
US8991509B2 (en) 2012-04-30 2015-03-31 Halliburton Energy Services, Inc. Delayed activation activatable stimulation assembly
US9605508B2 (en) 2012-05-08 2017-03-28 Baker Hughes Incorporated Disintegrable and conformable metallic seal, and method of making the same
US9650851B2 (en) 2012-06-18 2017-05-16 Schlumberger Technology Corporation Autonomous untethered well object
US9784070B2 (en) 2012-06-29 2017-10-10 Halliburton Energy Services, Inc. System and method for servicing a wellbore
US9260930B2 (en) * 2012-08-30 2016-02-16 Halliburton Energy Services, Inc. Pressure testing valve and method of using the same
US20140083678A1 (en) * 2012-09-27 2014-03-27 D&L Manufacturing, Inc. Ball seat for a well fracturing apparatus and method of making and using same
US9169705B2 (en) 2012-10-25 2015-10-27 Halliburton Energy Services, Inc. Pressure relief-assisted packer
US10030473B2 (en) 2012-11-13 2018-07-24 Exxonmobil Upstream Research Company Method for remediating a screen-out during well completion
US9121273B2 (en) * 2012-12-04 2015-09-01 Schlumberger Technology Corporation Flow control system
US9488035B2 (en) * 2012-12-13 2016-11-08 Weatherford Technology Holdings, Llc Sliding sleeve having deformable ball seat
US10233724B2 (en) * 2012-12-19 2019-03-19 Schlumberger Technology Corporation Downhole valve utilizing degradable material
CA2873198C (en) * 2012-12-21 2018-03-27 Resource Completion Systems Inc. Multi-stage well isolation and fracturing
CN102979494B (zh) * 2012-12-28 2015-10-28 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 投球开启式多簇滑套
US9334710B2 (en) 2013-01-16 2016-05-10 Halliburton Energy Services, Inc. Interruptible pressure testing valve
US9279310B2 (en) 2013-01-22 2016-03-08 Halliburton Energy Services, Inc. Pressure testing valve and method of using the same
US9260940B2 (en) 2013-01-22 2016-02-16 Halliburton Energy Services, Inc. Pressure testing valve and method of using the same
US9587486B2 (en) 2013-02-28 2017-03-07 Halliburton Energy Services, Inc. Method and apparatus for magnetic pulse signature actuation
US20140262320A1 (en) 2013-03-12 2014-09-18 Halliburton Energy Services, Inc. Wellbore Servicing Tools, Systems and Methods Utilizing Near-Field Communication
US9284817B2 (en) 2013-03-14 2016-03-15 Halliburton Energy Services, Inc. Dual magnetic sensor actuation assembly
US9624754B2 (en) 2013-03-28 2017-04-18 Halliburton Energy Services, Inc. Radiused ID baffle
US20140318815A1 (en) * 2013-04-30 2014-10-30 Halliburton Energy Services, Inc. Actuator ball retriever and valve actuation tool
US20150075770A1 (en) 2013-05-31 2015-03-19 Michael Linley Fripp Wireless activation of wellbore tools
US9752414B2 (en) 2013-05-31 2017-09-05 Halliburton Energy Services, Inc. Wellbore servicing tools, systems and methods utilizing downhole wireless switches
US20150034324A1 (en) * 2013-08-02 2015-02-05 Schlumberger Technology Corporation Valve assembly
US9816339B2 (en) * 2013-09-03 2017-11-14 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Plug reception assembly and method of reducing restriction in a borehole
US9631468B2 (en) 2013-09-03 2017-04-25 Schlumberger Technology Corporation Well treatment
WO2015074243A1 (zh) * 2013-11-22 2015-05-28 中国石油天然气股份有限公司 多段压裂水平井智能测试系统和测试方法
WO2015127174A1 (en) 2014-02-21 2015-08-27 Terves, Inc. Fluid activated disintegrating metal system
US11167343B2 (en) 2014-02-21 2021-11-09 Terves, Llc Galvanically-active in situ formed particles for controlled rate dissolving tools
US10047586B2 (en) * 2014-03-02 2018-08-14 Thomas Eugene FERG Backpressure ball
EP3201429B1 (en) * 2014-10-03 2018-12-19 Exxonmobil Upstream Research Company Method for remediating a screen-out during well completion
US9951596B2 (en) * 2014-10-16 2018-04-24 Exxonmobil Uptream Research Company Sliding sleeve for stimulating a horizontal wellbore, and method for completing a wellbore
US10808523B2 (en) 2014-11-25 2020-10-20 Halliburton Energy Services, Inc. Wireless activation of wellbore tools
US9910026B2 (en) 2015-01-21 2018-03-06 Baker Hughes, A Ge Company, Llc High temperature tracers for downhole detection of produced water
US10378303B2 (en) 2015-03-05 2019-08-13 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Downhole tool and method of forming the same
GB2538550B (en) * 2015-05-21 2017-11-29 Statoil Petroleum As Method for achieving zonal control in a wellbore when using casing or liner drilling
US10221637B2 (en) 2015-08-11 2019-03-05 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Methods of manufacturing dissolvable tools via liquid-solid state molding
US10016810B2 (en) 2015-12-14 2018-07-10 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Methods of manufacturing degradable tools using a galvanic carrier and tools manufactured thereof
US20170275969A1 (en) * 2016-03-24 2017-09-28 Baker Hughes Incorporated Treatment Ported Sub and Method of Use
CA3012511A1 (en) 2017-07-27 2019-01-27 Terves Inc. Degradable metal matrix composite
US10612370B2 (en) * 2017-08-01 2020-04-07 Saudi Arabian Oil Company Open smart completion
US10480661B2 (en) * 2017-09-06 2019-11-19 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Leak rate reducing sealing device
NO20171758A1 (en) 2017-10-25 2019-01-14 Sbs Tech As Well tool device with a breakable ballseat
CA2994290C (en) 2017-11-06 2024-01-23 Entech Solution As Method and stimulation sleeve for well completion in a subterranean wellbore
CN110318673A (zh) * 2018-03-30 2019-10-11 中国石油化工股份有限公司 径向水平井开采盐间页岩油方法
US10954751B2 (en) * 2019-06-04 2021-03-23 Baker Hughes Oilfield Operations Llc Shearable split ball seat

Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN101878350A (zh) * 2007-11-30 2010-11-03 普拉德研究及开发股份有限公司 井下、一次起下作业、多层测试系统和使用该井下、一次起下作业、多层测试系统的井下测试方法

Family Cites Families (266)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2201290A (en) 1939-03-04 1940-05-21 Haskell M Greene Method and means for perforating well casings
US2537066A (en) 1944-07-24 1951-01-09 James O Lewis Apparatus for controlling fluid producing formations
US2493650A (en) 1946-03-01 1950-01-03 Baker Oil Tools Inc Valve device for well conduits
US2627314A (en) 1949-11-14 1953-02-03 Baker Oil Tools Inc Cementing plug and valve device for well casings
US2913051A (en) 1956-10-09 1959-11-17 Huber Corp J M Method and apparatus for completing oil wells and the like
US3054415A (en) 1959-08-03 1962-09-18 Baker Oil Tools Inc Sleeve valve apparatus
US3057405A (en) 1959-09-03 1962-10-09 Pan American Petroleum Corp Method for setting well conduit with passages through conduit wall
US3151681A (en) 1960-08-08 1964-10-06 Cicero C Brown Sleeve valve for well pipes
US3216497A (en) 1962-12-20 1965-11-09 Pan American Petroleum Corp Gravel-packing method
US3295607A (en) 1964-06-12 1967-01-03 Sutliff Downen Inc Testing tool
US3363696A (en) 1966-04-04 1968-01-16 Schlumberger Technology Corp Full bore bypass valve
US3434537A (en) 1967-10-11 1969-03-25 Solis Myron Zandmer Well completion apparatus
US3662825A (en) 1970-06-01 1972-05-16 Schlumberger Technology Corp Well tester apparatus
US3662826A (en) 1970-06-01 1972-05-16 Schlumberger Technology Corp Offshore drill stem testing
US3768556A (en) 1972-05-10 1973-10-30 Halliburton Co Cementing tool
US3850238A (en) 1972-10-02 1974-11-26 Exxon Production Research Co Method of operating a surface controlled subsurface safety valve
US4047564A (en) 1975-07-14 1977-09-13 Halliburton Company Weight and pressure operated well testing apparatus and its method of operation
GB1520976A (en) 1976-06-10 1978-08-09 Ciba Geigy Ag Photographic emulsions
US4081990A (en) 1976-12-29 1978-04-04 Chatagnier John C Hydraulic pipe testing apparatus
US4105069A (en) 1977-06-09 1978-08-08 Halliburton Company Gravel pack liner assembly and selective opening sleeve positioner assembly for use therewith
US4109725A (en) 1977-10-27 1978-08-29 Halliburton Company Self adjusting liquid spring operating apparatus and method for use in an oil well valve
US4196782A (en) 1978-10-10 1980-04-08 Dresser Industries, Inc. Temperature compensated sleeve valve hydraulic jar tool
US4469136A (en) 1979-12-10 1984-09-04 Hughes Tool Company Subsea flowline connector
US4373582A (en) 1980-12-22 1983-02-15 Exxon Production Research Co. Acoustically controlled electro-mechanical circulation sub
US4417622A (en) 1981-06-09 1983-11-29 Halliburton Company Well sampling method and apparatus
US4605074A (en) 1983-01-21 1986-08-12 Barfield Virgil H Method and apparatus for controlling borehole pressure in perforating wells
US4691779A (en) 1986-01-17 1987-09-08 Halliburton Company Hydrostatic referenced safety-circulating valve
US4673039A (en) 1986-01-24 1987-06-16 Mohaupt Henry H Well completion technique
US4714117A (en) 1987-04-20 1987-12-22 Atlantic Richfield Company Drainhole well completion
US4889199A (en) 1987-05-27 1989-12-26 Lee Paul B Downhole valve for use when drilling an oil or gas well
US4771831A (en) 1987-10-06 1988-09-20 Camco, Incorporated Liquid level actuated sleeve valve
US4842062A (en) 1988-02-05 1989-06-27 Weatherford U.S., Inc. Hydraulic lock alleviation device, well cementing stage tool, and related methods
US4893678A (en) 1988-06-08 1990-01-16 Tam International Multiple-set downhole tool and method
US5156220A (en) 1990-08-27 1992-10-20 Baker Hughes Incorporated Well tool with sealing means
US5125582A (en) 1990-08-31 1992-06-30 Halliburton Company Surge enhanced cavitating jet
US5193621A (en) 1991-04-30 1993-03-16 Halliburton Company Bypass valve
US5127472A (en) 1991-07-29 1992-07-07 Halliburton Company Indicating ball catcher
US5375662A (en) 1991-08-12 1994-12-27 Halliburton Company Hydraulic setting sleeve
US5180016A (en) 1991-08-12 1993-01-19 Otis Engineering Corporation Apparatus and method for placing and for backwashing well filtration devices in uncased well bores
US5137086A (en) 1991-08-22 1992-08-11 Tam International Method and apparatus for obtaining subterranean fluid samples
EP0539040A3 (en) 1991-10-21 1993-07-21 Halliburton Company Downhole casing valve
US5361856A (en) 1992-09-29 1994-11-08 Halliburton Company Well jetting apparatus and met of modifying a well therewith
US5325923A (en) 1992-09-29 1994-07-05 Halliburton Company Well completions with expandable casing portions
US5396957A (en) 1992-09-29 1995-03-14 Halliburton Company Well completions with expandable casing portions
US5323856A (en) 1993-03-31 1994-06-28 Halliburton Company Detecting system and method for oil or gas well
US5314032A (en) 1993-05-17 1994-05-24 Camco International Inc. Movable joint bent sub
US5381862A (en) 1993-08-27 1995-01-17 Halliburton Company Coiled tubing operated full opening completion tool system
US5366015A (en) 1993-11-12 1994-11-22 Halliburton Company Method of cutting high strength materials with water soluble abrasives
US5494107A (en) 1993-12-07 1996-02-27 Bode; Robert E. Reverse cementing system and method
US5425424A (en) 1994-02-28 1995-06-20 Baker Hughes Incorporated Casing valve
US5826661A (en) 1994-05-02 1998-10-27 Halliburton Energy Services, Inc. Linear indexing apparatus and methods of using same
US5484016A (en) 1994-05-27 1996-01-16 Halliburton Company Slow rotating mole apparatus
US5533571A (en) 1994-05-27 1996-07-09 Halliburton Company Surface switchable down-jet/side-jet apparatus
US5499678A (en) 1994-08-02 1996-03-19 Halliburton Company Coplanar angular jetting head for well perforating
US5558153A (en) 1994-10-20 1996-09-24 Baker Hughes Incorporated Method & apparatus for actuating a downhole tool
US5732776A (en) 1995-02-09 1998-03-31 Baker Hughes Incorporated Downhole production well control system and method
US5947198A (en) 1996-04-23 1999-09-07 Schlumberger Technology Corporation Downhole tool
US6237683B1 (en) 1996-04-26 2001-05-29 Camco International Inc. Wellbore flow control device
US5918669A (en) 1996-04-26 1999-07-06 Camco International, Inc. Method and apparatus for remote control of multilateral wells
US5947205A (en) 1996-06-20 1999-09-07 Halliburton Energy Services, Inc. Linear indexing apparatus with selective porting
US6003834A (en) 1996-07-17 1999-12-21 Camco International, Inc. Fluid circulation apparatus
DE19630940C2 (de) 1996-07-31 1999-03-04 Siemens Ag Verfahren zur Überprüfung des Katalysatorwirkungsgrades
EP0916015A2 (en) 1996-08-01 1999-05-19 Camco International Inc. Method and apparatus for the downhole metering and control of fluids produced from wells
US5765642A (en) 1996-12-23 1998-06-16 Halliburton Energy Services, Inc. Subterranean formation fracturing methods
US5865254A (en) 1997-01-31 1999-02-02 Schlumberger Technology Corporation Downhole tubing conveyed valve
US6116343A (en) 1997-02-03 2000-09-12 Halliburton Energy Services, Inc. One-trip well perforation/proppant fracturing apparatus and methods
US5865252A (en) 1997-02-03 1999-02-02 Halliburton Energy Services, Inc. One-trip well perforation/proppant fracturing apparatus and methods
GB2323871A (en) 1997-03-14 1998-10-07 Well-Flow Oil Tools Ltd A cleaning device
US5960881A (en) 1997-04-22 1999-10-05 Jerry P. Allamon Downhole surge pressure reduction system and method of use
US6787758B2 (en) 2001-02-06 2004-09-07 Baker Hughes Incorporated Wellbores utilizing fiber optic-based sensors and operating devices
GB9717572D0 (en) 1997-08-20 1997-10-22 Hennig Gregory E Main bore isolation assembly for multi-lateral use
US5944105A (en) 1997-11-11 1999-08-31 Halliburton Energy Services, Inc. Well stabilization methods
US6079496A (en) 1997-12-04 2000-06-27 Baker Hughes Incorporated Reduced-shock landing collar
US6041864A (en) 1997-12-12 2000-03-28 Schlumberger Technology Corporation Well isolation system
US6253861B1 (en) 1998-02-25 2001-07-03 Specialised Petroleum Services Limited Circulation tool
US6216785B1 (en) 1998-03-26 2001-04-17 Schlumberger Technology Corporation System for installation of well stimulating apparatus downhole utilizing a service tool string
US6189618B1 (en) 1998-04-20 2001-02-20 Weatherford/Lamb, Inc. Wellbore wash nozzle system
US6167974B1 (en) 1998-09-08 2001-01-02 Halliburton Energy Services, Inc. Method of underbalanced drilling
US6152232A (en) 1998-09-08 2000-11-28 Halliburton Energy Services, Inc. Underbalanced well completion
US6006838A (en) 1998-10-12 1999-12-28 Bj Services Company Apparatus and method for stimulating multiple production zones in a wellbore
US6230811B1 (en) 1999-01-27 2001-05-15 Halliburton Energy Services, Inc. Internal pressure operated circulating valve with annulus pressure operated safety mandrel
US6318469B1 (en) 1999-02-09 2001-11-20 Schlumberger Technology Corp. Completion equipment having a plurality of fluid paths for use in a well
US6241015B1 (en) 1999-04-20 2001-06-05 Camco International, Inc. Apparatus for remote control of wellbore fluid flow
US6467541B1 (en) 1999-05-14 2002-10-22 Edward A. Wells Plunger lift method and apparatus
US6336502B1 (en) 1999-08-09 2002-01-08 Halliburton Energy Services, Inc. Slow rotating tool with gear reducer
US6244342B1 (en) 1999-09-01 2001-06-12 Halliburton Energy Services, Inc. Reverse-cementing method and apparatus
US6343649B1 (en) 1999-09-07 2002-02-05 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and associated apparatus for downhole data retrieval, monitoring and tool actuation
US6308779B1 (en) 1999-09-16 2001-10-30 Mcneilly A. Keith Hydraulically driven fishing jars
US6257339B1 (en) 1999-10-02 2001-07-10 Weatherford/Lamb, Inc Packer system
US6318470B1 (en) 2000-02-15 2001-11-20 Halliburton Energy Services, Inc. Recirculatable ball-drop release device for lateral oilwell drilling applications
US6571875B2 (en) 2000-02-17 2003-06-03 Schlumberger Technology Corporation Circulation tool for use in gravel packing of wellbores
US6286599B1 (en) 2000-03-10 2001-09-11 Halliburton Energy Services, Inc. Method and apparatus for lateral casing window cutting using hydrajetting
US7385523B2 (en) 2000-03-28 2008-06-10 Schlumberger Technology Corporation Apparatus and method for downhole well equipment and process management, identification, and operation
DZ3387A1 (fr) 2000-07-18 2002-01-24 Exxonmobil Upstream Res Co Procede pour traiter les intervalles multiples dans un trou de forage
AU2001275759A1 (en) 2000-08-12 2002-02-25 Paul Bernard Lee Activating ball assembly for use with a by-pass tool in a drill string
US6997263B2 (en) 2000-08-31 2006-02-14 Halliburton Energy Services, Inc. Multi zone isolation tool having fluid loss prevention capability and method for use of same
US6422317B1 (en) 2000-09-05 2002-07-23 Halliburton Energy Services, Inc. Flow control apparatus and method for use of the same
US6561277B2 (en) 2000-10-13 2003-05-13 Schlumberger Technology Corporation Flow control in multilateral wells
US6712160B1 (en) 2000-11-07 2004-03-30 Halliburton Energy Services Inc. Leadless sub assembly for downhole detection system
US6662877B2 (en) 2000-12-01 2003-12-16 Schlumberger Technology Corporation Formation isolation valve
NO313341B1 (no) 2000-12-04 2002-09-16 Ziebel As Hylseventil for regulering av fluidstrom og fremgangsmate til sammenstilling av en hylseventil
US6520257B2 (en) 2000-12-14 2003-02-18 Jerry P. Allamon Method and apparatus for surge reduction
GB0106538D0 (en) 2001-03-15 2001-05-02 Andergauge Ltd Downhole tool
NO314701B3 (no) 2001-03-20 2007-10-08 Reslink As Stromningsstyreanordning for struping av innstrommende fluider i en bronn
US6634428B2 (en) 2001-05-03 2003-10-21 Baker Hughes Incorporated Delayed opening ball seat
US20030029611A1 (en) 2001-08-10 2003-02-13 Owens Steven C. System and method for actuating a subterranean valve to terminate a reverse cementing operation
US6719054B2 (en) 2001-09-28 2004-04-13 Halliburton Energy Services, Inc. Method for acid stimulating a subterranean well formation for improving hydrocarbon production
US6662874B2 (en) 2001-09-28 2003-12-16 Halliburton Energy Services, Inc. System and method for fracturing a subterranean well formation for improving hydrocarbon production
US6725933B2 (en) 2001-09-28 2004-04-27 Halliburton Energy Services, Inc. Method and apparatus for acidizing a subterranean well formation for improving hydrocarbon production
US6938690B2 (en) 2001-09-28 2005-09-06 Halliburton Energy Services, Inc. Downhole tool and method for fracturing a subterranean well formation
US6722427B2 (en) 2001-10-23 2004-04-20 Halliburton Energy Services, Inc. Wear-resistant, variable diameter expansion tool and expansion methods
CA2412072C (en) 2001-11-19 2012-06-19 Packers Plus Energy Services Inc. Method and apparatus for wellbore fluid treatment
US7096954B2 (en) 2001-12-31 2006-08-29 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for placement of multiple fractures in open hole wells
US6776238B2 (en) 2002-04-09 2004-08-17 Halliburton Energy Services, Inc. Single trip method for selectively fracture packing multiple formations traversed by a wellbore
US6789619B2 (en) 2002-04-10 2004-09-14 Bj Services Company Apparatus and method for detecting the launch of a device in oilfield applications
US6769490B2 (en) 2002-07-01 2004-08-03 Allamon Interests Downhole surge reduction method and apparatus
US7021384B2 (en) 2002-08-21 2006-04-04 Packers Plus Energy Services Inc. Apparatus and method for wellbore isolation
US7108067B2 (en) 2002-08-21 2006-09-19 Packers Plus Energy Services Inc. Method and apparatus for wellbore fluid treatment
US7055598B2 (en) 2002-08-26 2006-06-06 Halliburton Energy Services, Inc. Fluid flow control device and method for use of same
US7219730B2 (en) 2002-09-27 2007-05-22 Weatherford/Lamb, Inc. Smart cementing systems
GB2394488B (en) * 2002-10-22 2006-06-07 Smith International Improved multi-cycle downhole apparatus
US6802374B2 (en) 2002-10-30 2004-10-12 Schlumberger Technology Corporation Reverse cementing float shoe
GB0302121D0 (en) 2003-01-30 2003-03-05 Specialised Petroleum Serv Ltd Improved mechanism for actuation of a downhole tool
US7021389B2 (en) 2003-02-24 2006-04-04 Bj Services Company Bi-directional ball seat system and method
GB2428719B (en) 2003-04-01 2007-08-29 Specialised Petroleum Serv Ltd Method of Circulating Fluid in a Borehole
US7013971B2 (en) 2003-05-21 2006-03-21 Halliburton Energy Services, Inc. Reverse circulation cementing process
GB0312180D0 (en) 2003-05-28 2003-07-02 Specialised Petroleum Serv Ltd Drilling sub
US7252152B2 (en) 2003-06-18 2007-08-07 Weatherford/Lamb, Inc. Methods and apparatus for actuating a downhole tool
US6997252B2 (en) 2003-09-11 2006-02-14 Halliburton Energy Services, Inc. Hydraulic setting tool for packers
US7066265B2 (en) 2003-09-24 2006-06-27 Halliburton Energy Services, Inc. System and method of production enhancement and completion of a well
GB2407595B8 (en) 2003-10-24 2017-04-12 Schlumberger Holdings System and method to control multiple tools
US7503390B2 (en) 2003-12-11 2009-03-17 Baker Hughes Incorporated Lock mechanism for a sliding sleeve
US7353879B2 (en) 2004-03-18 2008-04-08 Halliburton Energy Services, Inc. Biodegradable downhole tools
US7225869B2 (en) 2004-03-24 2007-06-05 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of isolating hydrajet stimulated zones
US7234529B2 (en) 2004-04-07 2007-06-26 Halliburton Energy Services, Inc. Flow switchable check valve and method
US20080060810A9 (en) 2004-05-25 2008-03-13 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for treating a subterranean formation with a curable composition using a jetting tool
US7159660B2 (en) 2004-05-28 2007-01-09 Halliburton Energy Services, Inc. Hydrajet perforation and fracturing tool
US7367393B2 (en) 2004-06-01 2008-05-06 Baker Hughes Incorporated Pressure monitoring of control lines for tool position feedback
US7287592B2 (en) 2004-06-11 2007-10-30 Halliburton Energy Services, Inc. Limited entry multiple fracture and frac-pack placement in liner completions using liner fracturing tool
US7347275B2 (en) 2004-06-17 2008-03-25 Schlumberger Technology Corporation Apparatus and method to detect actuation of a flow control device
US7243723B2 (en) 2004-06-18 2007-07-17 Halliburton Energy Services, Inc. System and method for fracturing and gravel packing a borehole
US7252147B2 (en) 2004-07-22 2007-08-07 Halliburton Energy Services, Inc. Cementing methods and systems for initiating fluid flow with reduced pumping pressure
US7290611B2 (en) 2004-07-22 2007-11-06 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and systems for cementing wells that lack surface casing
US7090153B2 (en) 2004-07-29 2006-08-15 Halliburton Energy Services, Inc. Flow conditioning system and method for fluid jetting tools
US7195067B2 (en) 2004-08-03 2007-03-27 Halliburton Energy Services, Inc. Method and apparatus for well perforating
US7322412B2 (en) 2004-08-30 2008-01-29 Halliburton Energy Services, Inc. Casing shoes and methods of reverse-circulation cementing of casing
US7303008B2 (en) 2004-10-26 2007-12-04 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and systems for reverse-circulation cementing in subterranean formations
US20060086507A1 (en) 2004-10-26 2006-04-27 Halliburton Energy Services, Inc. Wellbore cleanout tool and method
US7237612B2 (en) 2004-11-17 2007-07-03 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of initiating a fracture tip screenout
US7228908B2 (en) 2004-12-02 2007-06-12 Halliburton Energy Services, Inc. Hydrocarbon sweep into horizontal transverse fractured wells
US7398825B2 (en) 2004-12-03 2008-07-15 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of controlling sand and water production in subterranean zones
US7273099B2 (en) 2004-12-03 2007-09-25 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of stimulating a subterranean formation comprising multiple production intervals
US7322417B2 (en) 2004-12-14 2008-01-29 Schlumberger Technology Corporation Technique and apparatus for completing multiple zones
US20090084553A1 (en) 2004-12-14 2009-04-02 Schlumberger Technology Corporation Sliding sleeve valve assembly with sand screen
US7387165B2 (en) 2004-12-14 2008-06-17 Schlumberger Technology Corporation System for completing multiple well intervals
US7506689B2 (en) 2005-02-22 2009-03-24 Halliburton Energy Services, Inc. Fracturing fluids comprising degradable diverting agents and methods of use in subterranean formations
US7278486B2 (en) 2005-03-04 2007-10-09 Halliburton Energy Services, Inc. Fracturing method providing simultaneous flow back
GB2435657B (en) 2005-03-15 2009-06-03 Schlumberger Holdings Technique for use in wells
US7377322B2 (en) 2005-03-15 2008-05-27 Peak Completion Technologies, Inc. Method and apparatus for cementing production tubing in a multilateral borehole
US7926571B2 (en) 2005-03-15 2011-04-19 Raymond A. Hofman Cemented open hole selective fracing system
US7431090B2 (en) 2005-06-22 2008-10-07 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and apparatus for multiple fracturing of subterranean formations
US7422060B2 (en) 2005-07-19 2008-09-09 Schlumberger Technology Corporation Methods and apparatus for completing a well
US7296625B2 (en) 2005-08-02 2007-11-20 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of forming packs in a plurality of perforations in a casing of a wellbore
US7343975B2 (en) 2005-09-06 2008-03-18 Halliburton Energy Services, Inc. Method for stimulating a well
US7946340B2 (en) 2005-12-01 2011-05-24 Halliburton Energy Services, Inc. Method and apparatus for orchestration of fracture placement from a centralized well fluid treatment center
US7740072B2 (en) 2006-10-10 2010-06-22 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and systems for well stimulation using multiple angled fracturing
US7510010B2 (en) 2006-01-10 2009-03-31 Halliburton Energy Services, Inc. System and method for cementing through a safety valve
US7802627B2 (en) 2006-01-25 2010-09-28 Summit Downhole Dynamics, Ltd Remotely operated selective fracing system and method
US7325617B2 (en) 2006-03-24 2008-02-05 Baker Hughes Incorporated Frac system without intervention
US7543641B2 (en) 2006-03-29 2009-06-09 Schlumberger Technology Corporation System and method for controlling wellbore pressure during gravel packing operations
US20070261851A1 (en) 2006-05-09 2007-11-15 Halliburton Energy Services, Inc. Window casing
US7337844B2 (en) 2006-05-09 2008-03-04 Halliburton Energy Services, Inc. Perforating and fracturing
US7866396B2 (en) * 2006-06-06 2011-01-11 Schlumberger Technology Corporation Systems and methods for completing a multiple zone well
US20070284097A1 (en) 2006-06-08 2007-12-13 Halliburton Energy Services, Inc. Consumable downhole tools
US7478676B2 (en) 2006-06-09 2009-01-20 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and devices for treating multiple-interval well bores
US7575062B2 (en) 2006-06-09 2009-08-18 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and devices for treating multiple-interval well bores
US20080000637A1 (en) 2006-06-29 2008-01-03 Halliburton Energy Services, Inc. Downhole flow-back control for oil and gas wells by controlling fluid entry
US7520327B2 (en) 2006-07-20 2009-04-21 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and materials for subterranean fluid forming barriers in materials surrounding wells
US7464764B2 (en) 2006-09-18 2008-12-16 Baker Hughes Incorporated Retractable ball seat having a time delay material
US7571766B2 (en) 2006-09-29 2009-08-11 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of fracturing a subterranean formation using a jetting tool and a viscoelastic surfactant fluid to minimize formation damage
US7661478B2 (en) * 2006-10-19 2010-02-16 Baker Hughes Incorporated Ball drop circulation valve
US7510017B2 (en) 2006-11-09 2009-03-31 Halliburton Energy Services, Inc. Sealing and communicating in wells
WO2008060297A2 (en) 2006-11-15 2008-05-22 Halliburton Energy Services, Inc. Well tool including swellable material and integrated fluid for initiating swelling
US8657039B2 (en) 2006-12-04 2014-02-25 Baker Hughes Incorporated Restriction element trap for use with an actuation element of a downhole apparatus and method of use
US20080135248A1 (en) 2006-12-11 2008-06-12 Halliburton Energy Service, Inc. Method and apparatus for completing and fluid treating a wellbore
AU2007345288B2 (en) 2007-01-25 2011-03-24 Welldynamics, Inc. Casing valves system for selective well stimulation and control
US7617871B2 (en) 2007-01-29 2009-11-17 Halliburton Energy Services, Inc. Hydrajet bottomhole completion tool and process
US7934559B2 (en) * 2007-02-12 2011-05-03 Baker Hughes Incorporated Single cycle dart operated circulation sub
US20080202764A1 (en) 2007-02-22 2008-08-28 Halliburton Energy Services, Inc. Consumable downhole tools
US20080202766A1 (en) 2007-02-23 2008-08-28 Matt Howell Pressure Activated Locking Slot Assembly
US7681645B2 (en) * 2007-03-01 2010-03-23 Bj Services Company System and method for stimulating multiple production zones in a wellbore
US7870907B2 (en) 2007-03-08 2011-01-18 Weatherford/Lamb, Inc. Debris protection for sliding sleeve
US8162050B2 (en) 2007-04-02 2012-04-24 Halliburton Energy Services Inc. Use of micro-electro-mechanical systems (MEMS) in well treatments
US20080264641A1 (en) 2007-04-30 2008-10-30 Slabaugh Billy F Blending Fracturing Gel
US7527103B2 (en) 2007-05-29 2009-05-05 Baker Hughes Incorporated Procedures and compositions for reservoir protection
US7673673B2 (en) 2007-08-03 2010-03-09 Halliburton Energy Services, Inc. Apparatus for isolating a jet forming aperture in a well bore servicing tool
US7673677B2 (en) 2007-08-13 2010-03-09 Baker Hughes Incorporated Reusable ball seat having ball support member
US7637323B2 (en) 2007-08-13 2009-12-29 Baker Hughes Incorporated Ball seat having fluid activated ball support
US7644772B2 (en) 2007-08-13 2010-01-12 Baker Hughes Incorporated Ball seat having segmented arcuate ball support member
US7740079B2 (en) 2007-08-16 2010-06-22 Halliburton Energy Services, Inc. Fracturing plug convertible to a bridge plug
US7703510B2 (en) 2007-08-27 2010-04-27 Baker Hughes Incorporated Interventionless multi-position frac tool
CA2639557A1 (en) 2007-09-17 2009-03-17 Schlumberger Canada Limited A system for completing water injector wells
US20090090501A1 (en) 2007-10-05 2009-04-09 Henning Hansen Remotely controllable wellbore valve system
US7866402B2 (en) 2007-10-11 2011-01-11 Halliburton Energy Services, Inc. Circulation control valve and associated method
GB0720420D0 (en) * 2007-10-19 2007-11-28 Petrowell Ltd Method and apparatus
GB0720421D0 (en) 2007-10-19 2007-11-28 Petrowell Ltd Method and apparatus for completing a well
US7849924B2 (en) 2007-11-27 2010-12-14 Halliburton Energy Services Inc. Method and apparatus for moving a high pressure fluid aperture in a well bore servicing tool
US10119377B2 (en) 2008-03-07 2018-11-06 Weatherford Technology Holdings, Llc Systems, assemblies and processes for controlling tools in a well bore
US7735559B2 (en) * 2008-04-21 2010-06-15 Schlumberger Technology Corporation System and method to facilitate treatment and production in a wellbore
CA2719561A1 (en) 2008-04-29 2009-11-05 Packers Plus Energy Services Inc. Downhole sub with hydraulically actuable sleeve valve
US8757273B2 (en) 2008-04-29 2014-06-24 Packers Plus Energy Services Inc. Downhole sub with hydraulically actuable sleeve valve
US8307913B2 (en) 2008-05-01 2012-11-13 Schlumberger Technology Corporation Drilling system with drill string valves
US8540035B2 (en) 2008-05-05 2013-09-24 Weatherford/Lamb, Inc. Extendable cutting tools for use in a wellbore
US20090308588A1 (en) 2008-06-16 2009-12-17 Halliburton Energy Services, Inc. Method and Apparatus for Exposing a Servicing Apparatus to Multiple Formation Zones
US20100000727A1 (en) 2008-07-01 2010-01-07 Halliburton Energy Services, Inc. Apparatus and method for inflow control
US7779906B2 (en) 2008-07-09 2010-08-24 Halliburton Energy Services, Inc. Downhole tool with multiple material retaining ring
WO2010017139A2 (en) 2008-08-04 2010-02-11 Radjet Llc Apparatus and method for controlling the feed-in speed of a high pressure hose in jet drilling operations
US8186444B2 (en) 2008-08-15 2012-05-29 Schlumberger Technology Corporation Flow control valve platform
US8960292B2 (en) 2008-08-22 2015-02-24 Halliburton Energy Services, Inc. High rate stimulation method for deep, large bore completions
NO333210B1 (no) 2008-10-01 2013-04-08 Reelwell As Nedihullsventilanordning
US7967067B2 (en) 2008-11-13 2011-06-28 Halliburton Energy Services, Inc. Coiled tubing deployed single phase fluid sampling apparatus
US7775285B2 (en) 2008-11-19 2010-08-17 Halliburton Energy Services, Inc. Apparatus and method for servicing a wellbore
US20100155055A1 (en) 2008-12-16 2010-06-24 Robert Henry Ash Drop balls
US8496055B2 (en) 2008-12-30 2013-07-30 Schlumberger Technology Corporation Efficient single trip gravel pack service tool
US7926575B2 (en) 2009-02-09 2011-04-19 Halliburton Energy Services, Inc. Hydraulic lockout device for pressure controlled well tools
US7909108B2 (en) * 2009-04-03 2011-03-22 Halliburton Energy Services Inc. System and method for servicing a wellbore
BRPI1013749A2 (pt) 2009-05-07 2016-04-05 Packers Plus Energy Serv Inc "sub de camisa deslizante e método e aparelho para o tratamento de fluido de furo do poço"
EP2427628B1 (en) 2009-05-07 2015-12-16 Churchill Drilling Tools Limited Downhole tool
MY162236A (en) * 2009-05-27 2017-05-31 Schlumberger Technology Bv Method and system of sand management
DK178500B1 (en) 2009-06-22 2016-04-18 Maersk Olie & Gas A completion assembly for stimulating, segmenting and controlling ERD wells
US8365824B2 (en) * 2009-07-15 2013-02-05 Baker Hughes Incorporated Perforating and fracturing system
US8668012B2 (en) 2011-02-10 2014-03-11 Halliburton Energy Services, Inc. System and method for servicing a wellbore
US8668016B2 (en) 2009-08-11 2014-03-11 Halliburton Energy Services, Inc. System and method for servicing a wellbore
US8276675B2 (en) 2009-08-11 2012-10-02 Halliburton Energy Services Inc. System and method for servicing a wellbore
US8695710B2 (en) 2011-02-10 2014-04-15 Halliburton Energy Services, Inc. Method for individually servicing a plurality of zones of a subterranean formation
US8291980B2 (en) * 2009-08-13 2012-10-23 Baker Hughes Incorporated Tubular valving system and method
US8316951B2 (en) 2009-09-25 2012-11-27 Baker Hughes Incorporated Tubular actuator and method
US8418769B2 (en) 2009-09-25 2013-04-16 Baker Hughes Incorporated Tubular actuator and method
US8191625B2 (en) 2009-10-05 2012-06-05 Halliburton Energy Services Inc. Multiple layer extrusion limiter
US8408314B2 (en) 2009-10-06 2013-04-02 Schlumberger Technology Corporation Multi-point chemical injection system for intelligent completion
US8215411B2 (en) * 2009-11-06 2012-07-10 Weatherford/Lamb, Inc. Cluster opening sleeves for wellbore treatment and method of use
US8245788B2 (en) * 2009-11-06 2012-08-21 Weatherford/Lamb, Inc. Cluster opening sleeves for wellbore treatment and method of use
US8272443B2 (en) 2009-11-12 2012-09-25 Halliburton Energy Services Inc. Downhole progressive pressurization actuated tool and method of using the same
US20110155392A1 (en) 2009-12-30 2011-06-30 Frazier W Lynn Hydrostatic Flapper Stimulation Valve and Method
US8739881B2 (en) 2009-12-30 2014-06-03 W. Lynn Frazier Hydrostatic flapper stimulation valve and method
US8534369B2 (en) 2010-01-12 2013-09-17 Luc deBoer Drill string flow control valve and methods of use
US8479822B2 (en) 2010-02-08 2013-07-09 Summit Downhole Dynamics, Ltd Downhole tool with expandable seat
WO2011119668A1 (en) 2010-03-23 2011-09-29 Halliburton Energy Services Inc. Apparatus and method for well operations
US8505639B2 (en) 2010-04-02 2013-08-13 Weatherford/Lamb, Inc. Indexing sleeve for single-trip, multi-stage fracing
US8297367B2 (en) 2010-05-21 2012-10-30 Schlumberger Technology Corporation Mechanism for activating a plurality of downhole devices
US8403036B2 (en) 2010-09-14 2013-03-26 Halliburton Energy Services, Inc. Single piece packer extrusion limiter ring
EP2619403A4 (en) 2010-09-22 2017-05-31 Packers Plus Energy Services Inc. Delayed opening wellbore tubular port closure
US8978765B2 (en) 2010-12-13 2015-03-17 I-Tec As System and method for operating multiple valves
EP2484862B1 (en) 2011-02-07 2018-04-11 Weatherford Technology Holdings, LLC Indexing sleeve for single-trip, multi-stage fracing
US8893811B2 (en) 2011-06-08 2014-11-25 Halliburton Energy Services, Inc. Responsively activated wellbore stimulation assemblies and methods of using the same
US8899334B2 (en) 2011-08-23 2014-12-02 Halliburton Energy Services, Inc. System and method for servicing a wellbore
US9151138B2 (en) 2011-08-29 2015-10-06 Halliburton Energy Services, Inc. Injection of fluid into selected ones of multiple zones with well tools selectively responsive to magnetic patterns
US20130048290A1 (en) 2011-08-29 2013-02-28 Halliburton Energy Services, Inc. Injection of fluid into selected ones of multiple zones with well tools selectively responsive to magnetic patterns
US8267178B1 (en) 2011-09-01 2012-09-18 Team Oil Tools, Lp Valve for hydraulic fracturing through cement outside casing
US8662178B2 (en) 2011-09-29 2014-03-04 Halliburton Energy Services, Inc. Responsively activated wellbore stimulation assemblies and methods of using the same
CN102518418B (zh) 2011-12-26 2014-07-16 四机赛瓦石油钻采设备有限公司 一种不限层压裂工艺方法
CN102518420B (zh) 2011-12-26 2014-07-16 四机赛瓦石油钻采设备有限公司 一种不限层电控压裂滑套
US8826980B2 (en) 2012-03-29 2014-09-09 Halliburton Energy Services, Inc. Activation-indicating wellbore stimulation assemblies and methods of using the same
US8991509B2 (en) 2012-04-30 2015-03-31 Halliburton Energy Services, Inc. Delayed activation activatable stimulation assembly
US9784070B2 (en) 2012-06-29 2017-10-10 Halliburton Energy Services, Inc. System and method for servicing a wellbore
US8757265B1 (en) 2013-03-12 2014-06-24 EirCan Downhole Technologies, LLC Frac valve

Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN101878350A (zh) * 2007-11-30 2010-11-03 普拉德研究及开发股份有限公司 井下、一次起下作业、多层测试系统和使用该井下、一次起下作业、多层测试系统的井下测试方法

Also Published As

Publication number Publication date
CA2825355C (en) 2016-04-26
US9458697B2 (en) 2016-10-04
MX2013009194A (es) 2014-01-31
WO2012107730A8 (en) 2013-08-22
CO6761342A2 (es) 2013-09-30
EA201391112A1 (ru) 2014-03-31
EP2673462A2 (en) 2013-12-18
AU2012215163B2 (en) 2015-08-20
BR112013020522A2 (pt) 2019-09-24
WO2012107730A3 (en) 2013-02-28
MX337279B (es) 2016-02-23
US8695710B2 (en) 2014-04-15
EP2673462B1 (en) 2018-10-31
CN103477028A (zh) 2013-12-25
DK2673462T3 (en) 2019-01-28
WO2012107730A2 (en) 2012-08-16
US20120205120A1 (en) 2012-08-16
US20140166290A1 (en) 2014-06-19
CA2825355A1 (en) 2012-08-16
EP3404200A1 (en) 2018-11-21

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN103477028B (zh) 对地层的多个区域进行个别作业的方法
CN103415674B (zh) 用于钻井孔作业的系统和方法
CN103562490B (zh) 维护井筒的系统和方法
US9428992B2 (en) Method and apparatus for restricting fluid flow in a downhole tool
US9650866B2 (en) Hydraulic delay toe valve system and method
EP3138993B1 (en) Hydraulic delay toe valve system and method
US8978765B2 (en) System and method for operating multiple valves
US10024136B2 (en) Systems and methods for fluid communication with an earth formation through cement
MX2014009905A (es) Asiento segmentado mejorado para sistema de servicio de pozo de sondeo.
US10358892B2 (en) Sliding sleeve valve with degradable component responsive to material released with operation of the sliding sleeve
US20130192846A1 (en) Resettable Ball Seat
US10066461B2 (en) Hydraulic delay toe valve system and method
US20150369009A1 (en) Hydraulic Delay Toe Valve System and Method
US10138709B2 (en) Hydraulic delay toe valve system and method
US20190353008A1 (en) Safety valve with integral annular chamber housing
US9488039B2 (en) Multi-zone single treatment gravel pack system
US1941406A (en) Apparatus for cementing wells
US20160222759A1 (en) Toe initiator having an associated object catching seat
SA111330042B1 (ar) نظام وطريقة صمامات لتزويد تيار مائع خلال فتحات قطرية منتظمة
CA2761477C (en) System and method for operating multiple valves
US20220307345A1 (en) Method and apparatus for use in plug and abandon operations
WO2015169676A2 (en) System, well operation tool and method of well operation
CN117823057A (zh) 用于分层试油测试的管柱组件和分层试油测试方法

Legal Events

Date Code Title Description
C06 Publication
PB01 Publication
C10 Entry into substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
C14 Grant of patent or utility model
GR01 Patent grant
CF01 Termination of patent right due to non-payment of annual fee
CF01 Termination of patent right due to non-payment of annual fee

Granted publication date: 20161116

Termination date: 20170210