Abrégé

Sleeve assemblies for wellbore completions are provided. In some embodiments, the sleeve assembly comprises an actuatable inner sleeve and an integrated control system with an actuator and a sensor that senses control signals sent from surface. In some embodiments, the sleeve assembly comprises an actuatable engagement mechanism for a fluid blocking element such as a ball. The engagement mechanism may be actuated by axial movement of the inner sleeve. Systems are also provided combining two or more sleeve assemblies or one or more sleeve assemblies and a wireline bottom hole assembly.

Classes IPC  ?

• E21B 34/16 - Moyens de commande situés à l'extérieur du trou de forage
• E21B 34/14 - Aménagements des vannes pour les trous de forage ou pour les puits dans les puits actionnés par le mouvement des outils, p. ex. obturateurs à manchons actionnés par des pistons ou par des outils à câble
• E21B 47/18 - Moyens pour la transmission de signaux de mesure ou signaux de commande du puits vers la surface, ou de la surface vers le puits, p. ex. pour la diagraphie pendant le forage utilisant des ondes acoustiques à travers le fluide du puits

Abrégé

A sleeve valve for use in a casing string in a treatment zone or formation includes a tubular housing defining a housing bore and one or more ports; and an inner sleeve including friction rings in sliding frictional and fluid sealing engagement with the housing. The inner sleeve is axially shiftable within the housing between a closed sleeve position wherein the one or more ports are obstructed, and an open sleeve position wherein the one or more ports are unobstructed, thereby allowing fluid flow from the housing bore to the treatment zone or the formation. Systems and packerless fracturing methods including the sleeve valve are also provided.

Classes IPC  ?

• E21B 23/00 - Appareils pour déplacer, mettre en place, verrouiller, libérer ou retirer, les outils, les packers ou autres éléments dans les trous de forage
• E21B 34/14 - Aménagements des vannes pour les trous de forage ou pour les puits dans les puits actionnés par le mouvement des outils, p. ex. obturateurs à manchons actionnés par des pistons ou par des outils à câble
• E21B 43/12 - Procédés ou appareils pour commander l'écoulement du fluide extrait vers ou dans les puits

Abrégé

A sleeve valve for use in a casing string in a treatment zone or formation includes a tubular housing defining a housing bore and one or more ports; and an inner sleeve including friction rings in sliding frictional and fluid sealing engagement with the housing. The inner sleeve is axially shiftable within the housing between a closed sleeve position wherein the one or more ports are obstructed, and an open sleeve position wherein the one or more ports are unobstructed, thereby allowing fluid flow from the housing bore to the treatment zone or the formation. Systems and packerless fracturing methods including the sleeve valve are also provided.

Classes IPC  ?

• E21B 34/14 - Aménagements des vannes pour les trous de forage ou pour les puits dans les puits actionnés par le mouvement des outils, p. ex. obturateurs à manchons actionnés par des pistons ou par des outils à câble

Classes IPC  ?

• E21B 23/04 - Appareils pour déplacer, mettre en place, verrouiller, libérer ou retirer, les outils, les packers ou autres éléments dans les trous de forage mis en œuvre à l'aide de moyens fluides, p. ex. actionnés par explosion
• E21B 23/06 - Appareils pour déplacer, mettre en place, verrouiller, libérer ou retirer, les outils, les packers ou autres éléments dans les trous de forage pour le montage des packers
• E21B 23/08 - Introduction ou circulation d'outils par pression de fluide, p. ex. systèmes d'outils mis en place par un courant de fluide
• E21B 33/12 - PackersBouchons
• E21B 34/10 - Aménagements des vannes pour les trous de forage ou pour les puits dans les puits actionnés par un fluide de commande provenant de l'extérieur du trou de forage
• E21B 34/14 - Aménagements des vannes pour les trous de forage ou pour les puits dans les puits actionnés par le mouvement des outils, p. ex. obturateurs à manchons actionnés par des pistons ou par des outils à câble

Abrégé

A method of actuating a plurality of sleeve assemblies in a tubing string, each of the sleeve assemblies including a tubular housing having one or more fluid ports into a formation and an actuatable inner sleeve within the tubular housing, the method comprising: activating an activation mechanism to shift an engagement mechanism of one of the sleeve assemblies from an inactive state into an active state, in which in the active state the engagement mechanism extends radially inward into the axial flow passage to form an annular shoulder, the annular shoulder being ductile and engageable with a fluid blocking device; running the fluid blocking device into sealing contact with the engagement mechanism; and opening the one or more fluid ports on the one of the sleeve assemblies by providing sufficient pressure to the fluid blocking device to shift the engagement mechanism into an open position.

Classes IPC  ?

• E21B 34/14 - Aménagements des vannes pour les trous de forage ou pour les puits dans les puits actionnés par le mouvement des outils, p. ex. obturateurs à manchons actionnés par des pistons ou par des outils à câble

Abrégé

A method of actuating a plurality of sleeve assemblies in a tubing string, each of the sleeve assemblies including a tubular housing having one or more fluid ports into a formation and an actuatable inner sleeve within the tubular housing, the method comprising: activating an activation mechanism to shift an engagement mechanism of one of the sleeve assemblies from an inactive state into an active state, in which in the active state the engagement mechanism extends radially inward into the axial flow passage to form an annular shoulder, the annular shoulder being ductile and engageable with a fluid blocking device; running the fluid blocking device into sealing contact with the engagement mechanism; and opening the one or more fluid ports on the one of the sleeve assemblies by providing sufficient pressure to the fluid blocking device to shift the engagement mechanism into an open position.

Classes IPC  ?

• E21B 34/14 - Aménagements des vannes pour les trous de forage ou pour les puits dans les puits actionnés par le mouvement des outils, p. ex. obturateurs à manchons actionnés par des pistons ou par des outils à câble

Abrégé

A downhole tool system is provided for use within a casing string including a sleeve valve comprising a shiftable inner sleeve. The downhole tool system comprises a locator tool, an anchor tool, and a shifting tool. The locator tool comprises at least one sleeve engagement member that is hydraulically actuatable from a radially retracted configuration to a radially extended configuration for engaging the shiftable inner sleeve. The anchor tool comprises at least one anchor member that is hydraulically actuatable from a radially retracted configuration to a radially extended configuration for gripping an inner wall of the casing string. The shifting tool is positioned between the locating tool and the anchor tool and is movable between an axially extended configuration and an axially contracted configuration. The shifting tool is hydraulically actuatable to move from the axially extended configuration to the axially contracted configuration, for shifting the inner sleeve.

Classes IPC  ?

• E21B 34/14 - Aménagements des vannes pour les trous de forage ou pour les puits dans les puits actionnés par le mouvement des outils, p. ex. obturateurs à manchons actionnés par des pistons ou par des outils à câble
• E21B 23/04 - Appareils pour déplacer, mettre en place, verrouiller, libérer ou retirer, les outils, les packers ou autres éléments dans les trous de forage mis en œuvre à l'aide de moyens fluides, p. ex. actionnés par explosion

Abrégé

A multi-position sleeve assembly for use in a wellbore, comprising a tubular housing defining an axial bore, a first sliding sleeve, and a second sliding sleeve. The housing has an inner and outer surface defining therebetween one or more first ports and one or more second ports spaced axially from the one or more first ports. The one or more second ports are configured for restricted fluid flow relative to the one or more first ports. The first and second sliding sleeves are located in the bore and coaxial to the housing and are actuable relative to the housing between a closed sleeve position, wherein the one or more first ports and the one or more second ports are obstructed, and an open sleeve position wherein, one or both of the one or more first ports and the one or more second ports are not obstructed.

Classes IPC  ?

• E21B 34/14 - Aménagements des vannes pour les trous de forage ou pour les puits dans les puits actionnés par le mouvement des outils, p. ex. obturateurs à manchons actionnés par des pistons ou par des outils à câble

Classes IPC  ?

• E21B 33/12 - PackersBouchons
• E21B 34/12 - Aménagements des vannes pour les trous de forage ou pour les puits dans les puits actionnés par le mouvement des tubages ou des colonnes de production
• E21B 34/16 - Moyens de commande situés à l'extérieur du trou de forage
• E21B 47/18 - Moyens pour la transmission de signaux de mesure ou signaux de commande du puits vers la surface, ou de la surface vers le puits, p. ex. pour la diagraphie pendant le forage utilisant des ondes acoustiques à travers le fluide du puits

Abrégé

Apparatus and methods are provided relating to bottom hole assemblies (BHA) for the isolation and treatment of selected zones using an uphole and a downhole sealing element. The BHA also includes a location and shifting mechanism for locating, engaging and actuating features in a wellbore. The BHA provides for the selective location and actuation of downhole features such as flow valves, precise introduction of fluid, and real-time monitoring of downhole conditions. Methods of deploying a BHA and treating an area of interest using the BHA includes engaging sealing elements using hydraulic pressure.

Classes IPC  ?

• E21B 33/124 - Unités à bouchons espacés longitudinalement pour isoler les espaces intermédiaires
• E21B 23/00 - Appareils pour déplacer, mettre en place, verrouiller, libérer ou retirer, les outils, les packers ou autres éléments dans les trous de forage
• E21B 23/06 - Appareils pour déplacer, mettre en place, verrouiller, libérer ou retirer, les outils, les packers ou autres éléments dans les trous de forage pour le montage des packers
• E21B 34/00 - Aménagements des vannes pour les trous de forage ou pour les puits
• E21B 34/14 - Aménagements des vannes pour les trous de forage ou pour les puits dans les puits actionnés par le mouvement des outils, p. ex. obturateurs à manchons actionnés par des pistons ou par des outils à câble

Abrégé

A shift uphole-to-open sleeve assembly is provided for insertion along a tubular string for multi-stage, selectable wellbore treatment. The sleeve assemblies are very short in length, being too short for in-sleeve engagement, and instead have a downhole shoulder engageable for opening using dogs of a conventional shifting tool. Use of a common J-mechanism having four axial inappropriately places the sealing packer of a downhole tool above the sleeve ports. Multiple extra J-mechanism cycles are required to position the packer downhole thereof. Herein a modified downhole tool is disclosed including a biased repositioning sub to eliminate many of the extra tool cycles. In embodiments the short sleeve can replace casing collars.

Classes IPC  ?

• E21B 33/06 - Obturateurs anti-éruption
• E21B 23/00 - Appareils pour déplacer, mettre en place, verrouiller, libérer ou retirer, les outils, les packers ou autres éléments dans les trous de forage
• E21B 33/129 - PackersBouchons à patins mécaniques pour accrochage dans le tubage
• E21B 34/14 - Aménagements des vannes pour les trous de forage ou pour les puits dans les puits actionnés par le mouvement des outils, p. ex. obturateurs à manchons actionnés par des pistons ou par des outils à câble
• E21B 43/26 - Procédés pour activer la production par formation de crevasses ou de fractures

Abrégé

A floatation sub installed along a tubular string has a frangible member that initially obstructs the bore of the floatation sub, and is ruptured with a rupturing mechanism. The frangible member at least partially overlaps an annular groove of the bore of the floatation sub, such that when ruptured, the fragments of the frangible member can escape into the annular groove to aid in clearing the bore of the floatation sub of debris. A retaining member for retaining the frangible member in the bore can also be configured to provide space to permit fragments of the frangible member to disperse. The end of the retaining member in contact with the frangible member can be flat, castellated, toothed or undulating. The sleeve rupturing mechanism can be a pressure-actuated axially sliding sleeve configured to strike and rupture the frangible member once a predetermined sleeve actuating force has been reached.

Classes IPC  ?

• E21B 17/00 - Tiges ou tubes de forageTrains de tiges souplesTiges d'entraînementMasses-tigesTiges de pompageTubagesColonnes de production
• E21B 17/10 - Protecteurs contre l'usureDispositifs de centrage
• E21B 43/10 - Mise en place de tubages, filtres ou crépines dans les puits

Abrégé

Apparatus and methods are provided relating bottom hole assemblies (BHA) electrically connected to a wireline. The BHA adapted for manipulating one or more target sleeve valves spaced along a wellbore having a sleeve shifting tool and a sealing element. The system can be shifted open by fluid pressure or electrically actuated stroking and closed by electrically actuated stroking. Methods of deploying a BHA for fracturing operations connected by wireline in a casing of a wellbore are also provided including obtaining real time sensor data from the BHA.

Classes IPC  ?

• E21B 23/14 - Appareils pour déplacer, mettre en place, verrouiller, libérer ou retirer, les outils, les packers ou autres éléments dans les trous de forage pour déplacer un câble ou un outil manœuvré par câble, p. ex. pour les opérations de diagraphie ou de perforation dans les puits déviés
• E21B 33/129 - PackersBouchons à patins mécaniques pour accrochage dans le tubage
• E21B 34/14 - Aménagements des vannes pour les trous de forage ou pour les puits dans les puits actionnés par le mouvement des outils, p. ex. obturateurs à manchons actionnés par des pistons ou par des outils à câble
• E21B 23/06 - Appareils pour déplacer, mettre en place, verrouiller, libérer ou retirer, les outils, les packers ou autres éléments dans les trous de forage pour le montage des packers

Abrégé

Apparatus and methods are provided relating bottom hole assemblies (BHA) electrically connected to a wireline. The BHA adapted for manipulating one or more target sleeve valves spaced along a wellbore having a sleeve shifting tool and a sealing element. The system can be shifted open by fluid pressure or electrically actuated stroking and closed by electrically actuated stroking. Methods of deploying a BHA for fracturing operations connected by wireline in a casing of a wellbore are also provided including obtaining real time sensor data from the BHA.

Classes IPC  ?

• E21B 23/14 - Appareils pour déplacer, mettre en place, verrouiller, libérer ou retirer, les outils, les packers ou autres éléments dans les trous de forage pour déplacer un câble ou un outil manœuvré par câble, p. ex. pour les opérations de diagraphie ou de perforation dans les puits déviés
• E21B 33/129 - PackersBouchons à patins mécaniques pour accrochage dans le tubage
• E21B 34/14 - Aménagements des vannes pour les trous de forage ou pour les puits dans les puits actionnés par le mouvement des outils, p. ex. obturateurs à manchons actionnés par des pistons ou par des outils à câble
• E21B 43/26 - Procédés pour activer la production par formation de crevasses ou de fractures
• E21B 47/01 - Dispositifs pour supporter des instruments de mesure sur des trépans, des tubes, des tiges ou des câbles de forageProtection des instruments de mesure dans les trous de forage contre la chaleur, les chocs, la pression ou similaire
• E21B 47/06 - Mesure de la température ou de la pression

Abrégé

A bottomhole assembly (BHA) located on a conveyance string for actuating downhole tools in a wellbore, such as sleeve valves. The bottomhole assembly has a shifting tool that is capable of being hydraulically actuated independently of a mechanically actuated treatment tool also located on the BHA. The shifting tool has hydraulically actuated shifting dogs for engaging with the sleeve valves, and a shifting-assist mechanism for applying a downhole force on the BHA. The treatment tool is mechanically actuated via manipulation of the conveyance string to isolate the wellbore, for example to treat a formation through an opened sleeve valve. A hydraulically cycled flow control valve can be located on the BHA for more convenient control of the fluid flow and pressure in the BHA. The BHA can also have a repositioning mechanism for positioning the shifting tool downhole of an opened sleeve valve without requiring repositioning of the entire BHA.

Classes IPC  ?

• E21B 23/04 - Appareils pour déplacer, mettre en place, verrouiller, libérer ou retirer, les outils, les packers ou autres éléments dans les trous de forage mis en œuvre à l'aide de moyens fluides, p. ex. actionnés par explosion
• E21B 33/127 - PackersBouchons à manchon gonflable
• E21B 34/08 - Aménagements des vannes pour les trous de forage ou pour les puits dans les puits sensibles à l'écoulement ou à la pression du fluide obtenu
• E21B 34/14 - Aménagements des vannes pour les trous de forage ou pour les puits dans les puits actionnés par le mouvement des outils, p. ex. obturateurs à manchons actionnés par des pistons ou par des outils à câble

Abrégé

A bottomhole assembly (BHA) located on a conveyance string for actuating downhole tools in a wellbore, such as sleeve valves. The bottomhole assembly has a shifting tool that is capable of being hydraulically actuated independently of a mechanically actuated treatment tool also located on the BHA. The shifting tool has hydraulically actuated shifting dogs for engaging with the sleeve valves, and a shifting-assist mechanism for applying a downhole force on the BHA. The treatment tool is mechanically actuated via manipulation of the conveyance string to isolate the wellbore, for example to treat a formation through an opened sleeve valve. A hydraulically cycled flow control valve can be located on the BHA for more convenient control of the fluid flow and pressure in the BHA. The BHA can also have a repositioning mechanism for positioning the shifting tool downhole of an opened sleeve valve without requiring repositioning of the entire BHA.

Classes IPC  ?

• E21B 23/00 - Appareils pour déplacer, mettre en place, verrouiller, libérer ou retirer, les outils, les packers ou autres éléments dans les trous de forage
• E21B 23/06 - Appareils pour déplacer, mettre en place, verrouiller, libérer ou retirer, les outils, les packers ou autres éléments dans les trous de forage pour le montage des packers
• E21B 34/14 - Aménagements des vannes pour les trous de forage ou pour les puits dans les puits actionnés par le mouvement des outils, p. ex. obturateurs à manchons actionnés par des pistons ou par des outils à câble

Abrégé

A thermal expansion system for actuating a remote operated sleeve assembly to open and close ports in a housing for fluidly communicating between a bore of a tubular string in a wellbore to the formation utilizes actuation of a propellant charge to create expanding gas and heat in a combustion chamber to directly act on one side of a piston connected to an axially moveable sleeve supported in the housing to shift the sleeve in one direction. Ignition of another propellant charge in a combustion chamber on an opposing side of the piston is used to directly shift the sleeve in an opposing direction.

Classes IPC  ?

• E21B 34/14 - Aménagements des vannes pour les trous de forage ou pour les puits dans les puits actionnés par le mouvement des outils, p. ex. obturateurs à manchons actionnés par des pistons ou par des outils à câble
• E21B 34/16 - Moyens de commande situés à l'extérieur du trou de forage
• E21B 34/06 - Aménagements des vannes pour les trous de forage ou pour les puits dans les puits
• E21B 43/26 - Procédés pour activer la production par formation de crevasses ou de fractures

Abrégé

A bottomhole assembly (BHA) having a shifting tool and housing for shifting an uphole-to-open sleeve of a sleeve of a shorter length downhole sleeve assembly to an open position, and optionally to a closed position. Sleeve-engaging elements of the BHA are coordinated to direct the sleeve-engaging elements into a tool-engaging profile of the sleeve, excluding other annular variations in the casing string. The BHA has an improved dual J-Mechanism situated between the shifting tool and housing to permit new additional shifting options which results in fewer overall shifting cycles of the BHA when used with the shift uphole-to-open, shorter-length sleeve assembly. The shortened sleeve assembly is incorporated into a casing string and is relatively short in length when compared with conventional sleeve assemblies.

Classes IPC  ?

• E21B 34/14 - Aménagements des vannes pour les trous de forage ou pour les puits dans les puits actionnés par le mouvement des outils, p. ex. obturateurs à manchons actionnés par des pistons ou par des outils à câble
• E21B 23/00 - Appareils pour déplacer, mettre en place, verrouiller, libérer ou retirer, les outils, les packers ou autres éléments dans les trous de forage

Abrégé

A bottomhole assembly (BHA) having a shifting tool and housing for shifting an uphole-to-open sleeve of a sleeve of a shorter length downhole sleeve assembly to an open position, and optionally to a closed position. Sleeve-engaging elements of the BHA are coordinated to direct the sleeve-engaging elements into a tool-engaging profile of the sleeve, excluding other annular variations in the casing string. The BHA has an improved dual J-Mechanism situated between the shifting tool and housing to permit new additional shifting options which results in fewer overall shifting cycles of the BHA when used with the shift uphole-to-open, shorter-length sleeve assembly. The shortened sleeve assembly is incorporated into a casing string and is relatively short in length when compared with conventional sleeve assemblies.

Classes IPC  ?

• E21B 23/00 - Appareils pour déplacer, mettre en place, verrouiller, libérer ou retirer, les outils, les packers ou autres éléments dans les trous de forage
• E21B 34/14 - Aménagements des vannes pour les trous de forage ou pour les puits dans les puits actionnés par le mouvement des outils, p. ex. obturateurs à manchons actionnés par des pistons ou par des outils à câble

Abrégé

One or more remote-operated sleeve valves are placed along a tubular string downhole. The sleeves can be opened and closed wirelessly, and in embodiments over and over again. Differential pressure between wellbore fluid pressure and an accumulator chamber enable repeated shifting. Each sleeve can have a unique actuation code removing constraints regarding sequence of operation and need for well intervention to access the sleeves. Hydraulic fracturing can be achieved without wellbore obstructions, and other operations benefit for reduced expense in service rigs and the ability or selectively shut off problem zones. Remote signals received downhole include those generated by percussive and seismic, distinguishable from background noise including during pumping.

Classes IPC  ?

• E21B 34/16 - Moyens de commande situés à l'extérieur du trou de forage
• E21B 34/14 - Aménagements des vannes pour les trous de forage ou pour les puits dans les puits actionnés par le mouvement des outils, p. ex. obturateurs à manchons actionnés par des pistons ou par des outils à câble
• E21B 43/26 - Procédés pour activer la production par formation de crevasses ou de fractures
• E21B 47/12 - Moyens pour la transmission de signaux de mesure ou signaux de commande du puits vers la surface, ou de la surface vers le puits, p. ex. pour la diagraphie pendant le forage
• E21B 33/14 - Procédés ou dispositifs de cimentation, de bouchage des trous, des fissures ou analogues pour la cimentation des tubes dans les trous de forage ou de sondage
• E21B 43/12 - Procédés ou appareils pour commander l'écoulement du fluide extrait vers ou dans les puits

Abrégé

A flow monitoring system can have a plurality of sensors located at monitoring locations along a tubing string inserted into an injector well of a secondary recovery operation. The sensors are configured to monitor a measurable property of fluids flowing in a bore of the tubing string or in an annulus formed between the tubing string and injector bore to determine the presence of said injected fluids at each sensor. At least two fluids having different values of the measurable property are injected into the injector well in an alternating manner and at a known injection rate. The flow rates of the fluids out of various injection zones of the injection well can be calculated using the arrival times and the known injection flow rates of the fluids, cross-sectional area of the fluid conduit(s) through which the fluids travel, and distances between the sensors or between surface and the sensors.

Classes IPC  ?

• E21B 47/10 - Localisation des fuites, intrusions ou mouvements du fluide
• E21B 43/16 - Procédés de récupération assistée pour l'extraction d'hydrocarbures
• E21B 34/06 - Aménagements des vannes pour les trous de forage ou pour les puits dans les puits
• E21B 33/12 - PackersBouchons
• E21B 43/14 - Extraction d'un puits à horizons multiples

Abrégé

A flow monitoring system can have a plurality of sensors located at monitoring locations along a tubing string inserted into an injector well of a secondary recovery operation. The sensors are configured to monitor a measurable property of fluids flowing in a bore of the tubing string or in an annulus formed between the tubing string and injector bore to determine the presence of said injected fluids at each sensor. At least two fluids having different values of the measurable property are injected into the injector well in an alternating manner and at a known injection rate. The flow rates of the fluids out of various injection zones of the injection well can be calculated using the arrival times and the known injection flow rates of the fluids, cross-sectional area of the fluid conduit(s) through which the fluids travel, and distances between the sensors or between surface and the sensors.

Classes IPC  ?

• E21B 43/12 - Procédés ou appareils pour commander l'écoulement du fluide extrait vers ou dans les puits
• E21B 43/16 - Procédés de récupération assistée pour l'extraction d'hydrocarbures
• E21B 47/10 - Localisation des fuites, intrusions ou mouvements du fluide

Abrégé

A bottom hole actuator tool for locating and actuating one or more sleeve valves spaced along a completion string. A shifting tool includes radially extending dogs at ends of radially controllable, and circumferentially spaced support arms. Conveyance tubing actuated shifting of an activation mandrel, indexed by a J-Slot, cams the arms radially inward to overcome the biasing for in and out of hole movement, and for releasing the arms for sleeve locating and sleeve profile engagement. A cone, movable with the mandrel engages the dogs for positive locking of the dogs in the profile for sleeve opening and closing. A treatment isolation packer can be actuated with cone engagement. The positive engagement and compact axial components results in short sleeve valves.

Classes IPC  ?

• E21B 34/14 - Aménagements des vannes pour les trous de forage ou pour les puits dans les puits actionnés par le mouvement des outils, p. ex. obturateurs à manchons actionnés par des pistons ou par des outils à câble
• E21B 23/00 - Appareils pour déplacer, mettre en place, verrouiller, libérer ou retirer, les outils, les packers ou autres éléments dans les trous de forage

Abrégé

A resettable elastomeric packer element of a packer, compressed for sealing in a wellbore, is released from sealing engagement in the wellbore by applying tension to an end of the packer element. The elastomeric packer element stretches and releases from the wellbore forming an annular passageway between the packer element and the wellbore. In the absence of a pressure equalization valve or flow passages through the packer, the annular passageway equalizes pressure differentials across the packer element allowing a tool, in which the packer is incorporated, to be moved in the wellbore with little or no damage to the packer element and further, allows debris to flow from above the packer to below the packer.

Classes IPC  ?

• E21B 33/128 - PackersBouchons avec un organe dilaté radialement par pression axiale

Abrégé

Embodiments herein relate to apparatus for selecting between direct manipulations of a downhole tool and shifting of the operational mode of a downhole tool, and more particularly to a mode selector tool coupled with a J-Slot mechanism for the downhole tool, the selector enabling either an unimpeded shifting of, or a locking, of the J-Slot mechanism and connected downhole tool.

Classes IPC  ?

• E21B 23/00 - Appareils pour déplacer, mettre en place, verrouiller, libérer ou retirer, les outils, les packers ou autres éléments dans les trous de forage
• E21B 44/00 - Systèmes de commande automatique spécialement adaptés aux opérations de forage, c.-à-d. systèmes à fonctionnement autonome ayant pour rôle d'exécuter ou de modifier une opération de forage sans l'intervention d'un opérateur humain, p. ex. systèmes de forage commandés par ordinateurSystèmes spécialement adaptés à la surveillance de plusieurs variables ou conditions de forage
• E21B 34/14 - Aménagements des vannes pour les trous de forage ou pour les puits dans les puits actionnés par le mouvement des outils, p. ex. obturateurs à manchons actionnés par des pistons ou par des outils à câble

Abrégé

A shift uphole-to-open sleeve assembly is provided for insertion along a tubular string for multi-stage, selectable wellbore treatment. The sleeve assemblies are very short in length, being too short for in-sleeve engagement, and instead have a downhole shoulder engageable for opening using dogs of a conventional shifting tool. Use of a common J-mechanism having four axial inappropriately places the sealing packer of a downhole tool above the sleeve ports. Multiple extra J-mechanism cycles are required to position the packer downhole thereof. Herein a modified downhole tool is disclosed including a biased repositioning sub to eliminate many of the extra tool cycles. In embodiments the short sleeve can replace casing collars.

Classes IPC  ?

• E21B 34/14 - Aménagements des vannes pour les trous de forage ou pour les puits dans les puits actionnés par le mouvement des outils, p. ex. obturateurs à manchons actionnés par des pistons ou par des outils à câble

Abrégé

A shift uphole-to-open sleeve assembly is provided for insertion along a tubular string for multi-stage, selectable wellbore treatment. The sleeve assemblies are very short in length, being too short for in-sleeve engagement, and instead have a downhole shoulder engageable for opening using dogs of a conventional shifting tool. Use of a common J-mechanism having four axial inappropriately places the sealing packer of a downhole tool above the sleeve ports. Multiple extra J-mechanism cycles are required to position the packer downhole thereof. Herein a modified downhole tool is disclosed including a biased repositioning sub to eliminate many of the extra tool cycles. In embodiments the short sleeve can replace casing collars.

Classes IPC  ?

• E21B 34/14 - Aménagements des vannes pour les trous de forage ou pour les puits dans les puits actionnés par le mouvement des outils, p. ex. obturateurs à manchons actionnés par des pistons ou par des outils à câble
• E21B 43/26 - Procédés pour activer la production par formation de crevasses ou de fractures
• E21B 23/00 - Appareils pour déplacer, mettre en place, verrouiller, libérer ou retirer, les outils, les packers ou autres éléments dans les trous de forage
• E21B 33/129 - PackersBouchons à patins mécaniques pour accrochage dans le tubage

Abrégé

Embodiments herein relate to apparatus for selecting between direct manipulations of a downhole tool and shifting of the operational mode of a downhole tool, and more particularly to a mode selector tool coupled with a J-Slot mechanism for the downhole tool, the selector enabling either an unimpeded shifting of, or a locking, of the J-Slot mechanism and connected downhole tool.

Classes IPC  ?

• E21B 23/00 - Appareils pour déplacer, mettre en place, verrouiller, libérer ou retirer, les outils, les packers ou autres éléments dans les trous de forage
• E21B 33/12 - PackersBouchons

Abrégé

A thermal expansion system for actuating a remote operated sleeve assembly to open and close ports in a housing for fluidly communicating between a bore of a tubular string in a wellbore to the formation utilizes actuation of a propellant charge to create expanding gas and heat in a combustion chamber to directly act on one side of a piston connected to an axially moveable sleeve supported in the housing to shift the sleeve in one direction. Ignition of another propellant charge in a combustion chamber on an opposing side of the piston is used to directly shift the sleeve in an opposing direction.

Classes IPC  ?

• E21B 34/06 - Aménagements des vannes pour les trous de forage ou pour les puits dans les puits
• E21B 34/16 - Moyens de commande situés à l'extérieur du trou de forage
• E21B 43/12 - Procédés ou appareils pour commander l'écoulement du fluide extrait vers ou dans les puits
• F16K 31/00 - Moyens de fonctionnementDispositifs de retour à la position de repos
• F16K 31/12 - Moyens de fonctionnementDispositifs de retour à la position de repos actionnés par un fluide

Abrégé

Embodiments of a bottomhole assembly (BHA) for completion of a wellbore are deployed on electrically-enabled coiled tubing (CT) and permit components of the BHA to be independently electrically actuated from surface for completion of multiple zones in a single trip using a single BHA having at least two electrically-actuated variable diameter packers. One or both of the packers may be actuated to expand or retract for opening and closing off a variety of flowpaths between the BHA and the wellbore, in new wellbores, old wellbores, cased wellbores, wellbores with sleeves and in openhole wellbores. Additional components in the BHA, which may also be electrically—actuated or powered, permit perforating, locating of the BHA in the wellbore such as using casing collar locators and microseismic monitoring in real time or in memory mode.

Classes IPC  ?

• E21B 23/10 - Outils spécialement adaptés à cet effet
• E21B 43/26 - Procédés pour activer la production par formation de crevasses ou de fractures
• E21B 33/12 - PackersBouchons
• E21B 43/1185 - Systèmes de mise à feu
• E21B 17/20 - Tubes de forage flexibles ou articulés
• E21B 33/124 - Unités à bouchons espacés longitudinalement pour isoler les espaces intermédiaires
• E21B 33/128 - PackersBouchons avec un organe dilaté radialement par pression axiale
• E21B 33/129 - PackersBouchons à patins mécaniques pour accrochage dans le tubage
• E21B 34/06 - Aménagements des vannes pour les trous de forage ou pour les puits dans les puits
• E21B 34/16 - Moyens de commande situés à l'extérieur du trou de forage
• E21B 43/116 - Perforateurs à balles ou à charge profilée
• E21B 43/119 - Parties constitutives, p. ex. pour localiser l'emplacement ou la direction de la perforation
• E21B 43/14 - Extraction d'un puits à horizons multiples
• E21B 47/06 - Mesure de la température ou de la pression
• E21B 47/12 - Moyens pour la transmission de signaux de mesure ou signaux de commande du puits vers la surface, ou de la surface vers le puits, p. ex. pour la diagraphie pendant le forage

Abrégé

A shifting tool is provided for locating and actuating downhole tools in a downhole tubular string, such as sleeve valves spaced along a completion string. The shifting tool includes dogs at ends of two or more radially controllable, and circumferentially spaced support arms. The arms are manipulated with an axially movable arm-constrictor spider for engaging radially variable cams on the sides of the arms. The spider includes cam follower tabs to cam the arms radially inward for in and out of hole movement, and for releasing the arms for sleeve locating and sleeve profile engagement. The tabs are radially inset from the arms to minimize obstruction of a tool annulus and interference damage when travelling along the downhole string.

Classes IPC  ?

• E21B 23/00 - Appareils pour déplacer, mettre en place, verrouiller, libérer ou retirer, les outils, les packers ou autres éléments dans les trous de forage
• E21B 33/12 - PackersBouchons
• E21B 34/12 - Aménagements des vannes pour les trous de forage ou pour les puits dans les puits actionnés par le mouvement des tubages ou des colonnes de production
• E21B 34/14 - Aménagements des vannes pour les trous de forage ou pour les puits dans les puits actionnés par le mouvement des outils, p. ex. obturateurs à manchons actionnés par des pistons ou par des outils à câble

Abrégé

A sleeve assembly has a sleeve axially moveable within a housing, the sleeve being positively locatable within a wellbore for reliable axial shifting of the sleeve between an uphole position and a downhole position. Stops and shoulders, which delimit the shifting of the sleeve between open and closed positions, are located in an annulus between the sleeve and the housing. Uphole and downhole ends of the sleeve and the housing have opposing ramps formed thereon. Locating shifting tools run through the sleeve assembly are engageable only in a locating profile in the sleeve and cannot engage in the annular stops or in gaps formed in the bore, uphole and downhole of the sleeve, as the ramps act to guide the locating tool therethrough. As the uphole and downhole sleeve ramps converge toward either of the uphole or downhole housing ramps during shifting thereof, debris is diverted into the bore allowing the sleeve to shift fully uphole or downhole.

Classes IPC  ?

• E21B 34/10 - Aménagements des vannes pour les trous de forage ou pour les puits dans les puits actionnés par un fluide de commande provenant de l'extérieur du trou de forage
• E21B 23/00 - Appareils pour déplacer, mettre en place, verrouiller, libérer ou retirer, les outils, les packers ou autres éléments dans les trous de forage
• E21B 23/04 - Appareils pour déplacer, mettre en place, verrouiller, libérer ou retirer, les outils, les packers ou autres éléments dans les trous de forage mis en œuvre à l'aide de moyens fluides, p. ex. actionnés par explosion
• E21B 34/12 - Aménagements des vannes pour les trous de forage ou pour les puits dans les puits actionnés par le mouvement des tubages ou des colonnes de production
• E21B 34/14 - Aménagements des vannes pour les trous de forage ou pour les puits dans les puits actionnés par le mouvement des outils, p. ex. obturateurs à manchons actionnés par des pistons ou par des outils à câble

Produits et services

Oil and gas well downhole equipment for calculating, transmitting and receiving data to and from the surface for real-time monitoring of parameters for well operations in the nature of a system consisting of computer software and hardware, receivers, modems, cables and electric power supply, and a compact sensor enclosure containing sensors for the measurements of pressure, temperature, strain, stress, vibration, force, torque, accelerations, and orientation

Abrégé

One or more remote-operated sleeve valves are placed along a tubular string downhole. The sleeves can be opened and closed wirelessly, and in embodiments over and over again. Differential pressure between wellbore fluid pressure and an accumulator chamber enable repeated shifting. Each sleeve can have a unique actuation code removing constraints regarding sequence of operation and need for well intervention to access the sleeves. Hydraulic fracturing can be achieved without wellbore obstructions, and other operations benefit for reduced expense in service rigs and the ability or selectively shut off problem zones. Remote signals received downhole include those generated by percussive and seismic, distinguishable from background noise including during pumping.

Classes IPC  ?

• E21B 34/16 - Moyens de commande situés à l'extérieur du trou de forage
• E21B 34/14 - Aménagements des vannes pour les trous de forage ou pour les puits dans les puits actionnés par le mouvement des outils, p. ex. obturateurs à manchons actionnés par des pistons ou par des outils à câble
• E21B 43/26 - Procédés pour activer la production par formation de crevasses ou de fractures
• E21B 47/12 - Moyens pour la transmission de signaux de mesure ou signaux de commande du puits vers la surface, ou de la surface vers le puits, p. ex. pour la diagraphie pendant le forage
• E21B 33/14 - Procédés ou dispositifs de cimentation, de bouchage des trous, des fissures ou analogues pour la cimentation des tubes dans les trous de forage ou de sondage
• E21B 43/12 - Procédés ou appareils pour commander l'écoulement du fluide extrait vers ou dans les puits

Abrégé

Described are various embodiments of a coiled tubing bottom hole assembly system adapted for insertion into a borehole and determining parameters of interest within the borehole. The bottom hole assembly comprises a pressure sensor array for providing differential pressure measurements across the milling assembly, at least one accelerometer for providing acceleration measurements near the bottom hole assembly indicative of at least one of vibration, bit condition, rotational speed and translational parameters and a sensor assembly for providing a measurement of weight-on-bit and applied torque. A data processor adapted to receive inputs from the pressure sensor array, the at least one accelerometer and the sensor assembly. The data processor is also provided and further configured for integrating the differential pressure measurements, the acceleration measurements, the weight-on-bit measurements and torque measurements and providing the information associated with the measurements to a user or control system.

Classes IPC  ?

• E21B 44/00 - Systèmes de commande automatique spécialement adaptés aux opérations de forage, c.-à-d. systèmes à fonctionnement autonome ayant pour rôle d'exécuter ou de modifier une opération de forage sans l'intervention d'un opérateur humain, p. ex. systèmes de forage commandés par ordinateurSystèmes spécialement adaptés à la surveillance de plusieurs variables ou conditions de forage
• E21B 47/00 - Relevés dans les trous de forage ou dans les puits
• E21B 47/06 - Mesure de la température ou de la pression

Abrégé

Embodiments of a bottomhole assembly (BHA) for completion of a wellbore are deployed on electrically-enabled coiled tubing (CT) and permit components of the BHA to be independently electrically actuated from surface for completion of multiple zones in a single trip using a single BHA having at least two electrically-actuated variable diameter packers. One or both of the packers may be actuated to expand or retract for opening and closing off a variety of flowpaths between the BHA and the wellbore, in new wellbores, old wellbores, cased wellbores, wellbores with sleeves and in openhole wellbores. Additional components in the BHA, which may also be electrically-actuated or powered, permit perforating, locating of the BHA in the wellbore such as using casing collar locators and microseismic monitoring in real time or in memory mode.

Classes IPC  ?

• E21B 23/10 - Outils spécialement adaptés à cet effet
• E21B 43/26 - Procédés pour activer la production par formation de crevasses ou de fractures
• E21B 33/12 - PackersBouchons
• E21B 43/1185 - Systèmes de mise à feu
• E21B 17/20 - Tubes de forage flexibles ou articulés
• E21B 33/124 - Unités à bouchons espacés longitudinalement pour isoler les espaces intermédiaires
• E21B 33/128 - PackersBouchons avec un organe dilaté radialement par pression axiale
• E21B 33/129 - PackersBouchons à patins mécaniques pour accrochage dans le tubage
• E21B 34/06 - Aménagements des vannes pour les trous de forage ou pour les puits dans les puits
• E21B 34/16 - Moyens de commande situés à l'extérieur du trou de forage
• E21B 43/116 - Perforateurs à balles ou à charge profilée
• E21B 43/119 - Parties constitutives, p. ex. pour localiser l'emplacement ou la direction de la perforation
• E21B 43/14 - Extraction d'un puits à horizons multiples
• E21B 47/06 - Mesure de la température ou de la pression
• E21B 47/12 - Moyens pour la transmission de signaux de mesure ou signaux de commande du puits vers la surface, ou de la surface vers le puits, p. ex. pour la diagraphie pendant le forage

Abrégé

A bottom hole actuator tool for locating and actuating one or more sleeve valves spaced along a completion string. A shifting tool includes radially extending dogs at ends of radially controllable, and circumferentially spaced support arms. Conveyance tubing actuated shifting of an activation mandrel, indexed by a J-Slot, cams the arms radially inward to overcome the biasing for in and out of hole movement, and for releasing the arms for sleeve locating and sleeve profile engagement. A cone, movable with the mandrel engages the dogs for positive locking of the dogs in the profile for sleeve opening and closing. A treatment isolation packer can be actuated with cone engagement. The positive engagement and compact axial components results in short sleeve valves.

Classes IPC  ?

• E21B 34/14 - Aménagements des vannes pour les trous de forage ou pour les puits dans les puits actionnés par le mouvement des outils, p. ex. obturateurs à manchons actionnés par des pistons ou par des outils à câble
• E21B 23/00 - Appareils pour déplacer, mettre en place, verrouiller, libérer ou retirer, les outils, les packers ou autres éléments dans les trous de forage
• E21B 34/00 - Aménagements des vannes pour les trous de forage ou pour les puits

Abrégé

One or more remote-operated sleeve valves are placed along a tubular string downhole. The sleeves can be opened and closed wirelessly, and in embodiments over and over again. Differential pressure between wellbore fluid pressure and an accumulator chamber enable repeated shifting. Each sleeve can have a unique actuation code removing constraints regarding sequence of operation and need for well intervention to access the sleeves. Hydraulic fracturing can be achieved without wellbore obstructions, and other operations benefit for reduced expense in service rigs and the ability or selectively shut off problem zones. Remote signals received downhole include those generated by percussive and seismic, distinguishable from background noise including during pumping.

Classes IPC  ?

• E21B 47/12 - Moyens pour la transmission de signaux de mesure ou signaux de commande du puits vers la surface, ou de la surface vers le puits, p. ex. pour la diagraphie pendant le forage
• E21B 43/12 - Procédés ou appareils pour commander l'écoulement du fluide extrait vers ou dans les puits
• E21B 43/26 - Procédés pour activer la production par formation de crevasses ou de fractures

Abrégé

One or more remote-operated sleeve valves are placed along a tubular string downhole. The sleeves can be opened and closed wirelessly, and in embodiments over and over again. Differential pressure between wellbore fluid pressure and an accumulator chamber enable repeated shifting. Each sleeve can have a unique actuation code removing constraints regarding sequence of operation and need for well intervention to access the sleeves. Hydraulic fracturing can be achieved without wellbore obstructions, and other operations benefit for reduced expense in service rigs and the ability or selectively shut off problem zones. Remote signals received downhole include those generated by percussive and seismic, distinguishable from background noise including during pumping.

Classes IPC  ?

• E21B 43/12 - Procédés ou appareils pour commander l'écoulement du fluide extrait vers ou dans les puits
• E21B 43/26 - Procédés pour activer la production par formation de crevasses ou de fractures
• E21B 47/12 - Moyens pour la transmission de signaux de mesure ou signaux de commande du puits vers la surface, ou de la surface vers le puits, p. ex. pour la diagraphie pendant le forage

Abrégé

One or more remote-operated sleeve valves are placed along a tubular string downhole. The sleeves can be opened and closed wirelessly, and in embodiments over and over again. Differential pressure between wellbore fluid pressure and an accumulator chamber enable repeated shifting. Each sleeve can have a unique actuation code removing constraints regarding sequence of operation and need for well intervention to access the sleeves. Hydraulic fracturing can be achieved without wellbore obstructions, and other operations benefit for reduced expense in service rigs and the ability or selectively shut off problem zones. Remote signals received downhole include those generated by percussive and seismic, distinguishable from background noise including during pumping.

Classes IPC  ?

• E21B 34/14 - Aménagements des vannes pour les trous de forage ou pour les puits dans les puits actionnés par le mouvement des outils, p. ex. obturateurs à manchons actionnés par des pistons ou par des outils à câble
• E21B 34/16 - Moyens de commande situés à l'extérieur du trou de forage
• E21B 43/12 - Procédés ou appareils pour commander l'écoulement du fluide extrait vers ou dans les puits
• E21B 43/24 - Procédés de récupération assistée pour l'extraction d'hydrocarbures utilisant la chaleur, p. ex. injection de vapeur
• E21B 43/26 - Procédés pour activer la production par formation de crevasses ou de fractures
• E21B 47/12 - Moyens pour la transmission de signaux de mesure ou signaux de commande du puits vers la surface, ou de la surface vers le puits, p. ex. pour la diagraphie pendant le forage

Abrégé

Fracture imaging modules having one or more 3-component sensors, are incorporated into a tool comprising two or more of the modules for detecting microseismic events in a formation from the same wellbore as is being stimulated. The modules are locked together in a compact mode to permit injection into the wellbore through a conventional lubricator which has a fixed length. Once injected into the wellbore, the modules are spaced from one another in an extended mode to form an axially spaced sensor array which increases the measurement window in the wellbore compared to sensor arrays conventionally injected through a fixed length lubricator. Following the operation, the modules are actuated to return to the compact mode for pulling out of the hole through the lubricator.

Classes IPC  ?

• G01V 1/46 - Acquisition des données
• E21B 47/00 - Relevés dans les trous de forage ou dans les puits
• G01V 1/00 - SéismologieProspection ou détection sismique ou acoustique
• G01V 1/28 - Traitement des données sismiques, p. ex. pour l’interprétation ou pour la détection d’événements
• G01V 1/52 - Détails de structure

Abrégé

A bottom hole actuator tool is provided for locating and actuating one or more sleeve valves spaced along a completion string. A shifting tool includes radially extending dogs at ends of radially controllable, and circumferentially spaced support arms. Conveyance tubing actuated shifting of an activation mandrel, indexed by a J-Slot, cams the arms radially inward to overcome the biasing for in and out of hole movement, and for releasing the arms for sleeve locating and sleeve profile engagement. A cone, movable with the mandrel engages the dogs for positive locking of the dogs in the profile for sleeve opening and closing. A treatment isolation packer can be actuated with cone engagement. The positive engagement and compact axial components results in short sleeve valves.

Classes IPC  ?

• E21B 33/12 - PackersBouchons
• E21B 34/14 - Aménagements des vannes pour les trous de forage ou pour les puits dans les puits actionnés par le mouvement des outils, p. ex. obturateurs à manchons actionnés par des pistons ou par des outils à câble
• E21B 43/12 - Procédés ou appareils pour commander l'écoulement du fluide extrait vers ou dans les puits

Abrégé

The combination of one or more 3-component microseismic sensors deployed into a wellbore adjacent a microseismic event and a linear array of distributed fiber optic acoustic sensors deployed uphole thereof provides two sets of data for establishing noise-free signals for locating the microseismic event in the formation about the wellbore. The distributed fiber optic signals monitor noise transmitted along coiled tubing used to pump a completion operation or as a result of the fluid flowing through the casing or coiled tubing, or along wireline used to deploy the microseismic sensors. The noise is mapped and extrapolated for estimating noise at the 3-component sensors. The estimated noise is removed from the 3-component sensor data for producing clean signals representing the location of the microseismic events.

Classes IPC  ?

• E21B 47/107 - Localisation des fuites, intrusions ou mouvements du fluide utilisant des moyens acoustiques
• G01V 1/20 - Aménagements d'éléments récepteurs, p. ex. oscillogrammes géophoniques
• G01V 1/28 - Traitement des données sismiques, p. ex. pour l’interprétation ou pour la détection d’événements
• G01V 1/40 - SéismologieProspection ou détection sismique ou acoustique spécialement adaptées au carottage
• E21B 47/10 - Localisation des fuites, intrusions ou mouvements du fluide
• E21B 47/12 - Moyens pour la transmission de signaux de mesure ou signaux de commande du puits vers la surface, ou de la surface vers le puits, p. ex. pour la diagraphie pendant le forage
• G01H 9/00 - Mesure des vibrations mécaniques ou des ondes ultrasonores, sonores ou infrasonores en utilisant des moyens sensibles aux radiations, p. ex. des moyens optiques
• G01V 1/52 - Détails de structure
• G01V 8/00 - Prospection ou détection par des moyens optiques
• G01V 99/00 - Matière non prévue dans les autres groupes de la présente sous-classe
• G01V 1/18 - Éléments récepteurs, p. ex. sismomètre, géophone

Abrégé

A Bottom Hole Assembly (BHA) tool and methods of downhole fluid management are disclosed. The BHA is deployed on a conveyance string to access a completion string and forming a tool annulus therebetween. A first assembly having a first bore fluidly connected to the conveyance string. A second assembly supports an packer for releasably sealing to the completion string, and a third assembly supporting a packer actuator thereon, the second assembly telescopically movable within the third assembly for forming a resettable packer releasably sealable to the completion string. A bypass valve is formed between the first and second assembly. Closing of the bypass valve directs fluid through a treatment port uphole of the resettable packer to the tool annulus and opening of the bypass valve bypasses fluid about the resettable packer. The packer actuator can further comprise an anchor for releasably anchoring to the completion string.

Classes IPC  ?

• E21B 23/06 - Appareils pour déplacer, mettre en place, verrouiller, libérer ou retirer, les outils, les packers ou autres éléments dans les trous de forage pour le montage des packers
• E21B 34/14 - Aménagements des vannes pour les trous de forage ou pour les puits dans les puits actionnés par le mouvement des outils, p. ex. obturateurs à manchons actionnés par des pistons ou par des outils à câble