Base de données sur les brevets canadiens / Sommaire du brevet 2887192 

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Disponibilité de l'Abrégé et des Revendications

L'apparition de différences dans le texte et l'image des Revendications et de l'Abrégé dépend du moment auquel le document est publié. Les textes des Revendications et de l'Abrégé sont affichés :

  • lorsque la demande peut être examinée par le public;
  • lorsque le brevet est émis (délivrance).
(12) Demande de brevet: (11) CA 2887192
(54) Titre français: INJECTEUR DE CABLE POUR DEPLOYER UN SYSTEME DE LEVAGE ARTIFICIEL
(54) Titre anglais: CABLE INJECTOR FOR DEPLOYING ARTIFICIAL LIFT SYSTEM
(51) Classification internationale des brevets (CIB):
  • E21B 19/22 (2006.01)
  • E21B 43/12 (2006.01)
(72) Inventeurs (Pays):
  • GRIFFITHS, NEIL (Etats-Unis d'Amérique)
  • BESPALOV, EUGENE (France)
  • WETZEL, JAMES RUDOLPH (Etats-Unis d'Amérique)
  • CROWLEY, MATTHEW (Etats-Unis d'Amérique)
(73) Titulaires (Pays):
  • ZEITECS B.V. (Pays-Bas)
(71) Demandeurs (Pays):
  • ZEITECS B.V. (Pays-Bas)
(74) Agent: DEETH WILLIAMS WALL LLP
(45) Délivré:
(86) Date de dépôt PCT: 2013-10-10
(87) Date de publication PCT: 2014-04-17
Requête d’examen: 2015-04-01
(30) Licence disponible: S.O.
(30) Langue des documents déposés: Anglais

(30) Données de priorité de la demande:
Numéro de la demande Pays Date
61/712,500 Etats-Unis d'Amérique 2012-10-11

Abrégé français

L'invention porte sur un injecteur pour déployer un câble dans un puits de forage, lequel injecteur comprend un ensemble de traction ayant au moins un segment fixe et un segment mobile. Chaque segment comprend : un pignon d'entraînement; un pignon fou; une piste enroulée autour des pignons et entre ceux-ci; un ensemble d'éléments de saisie fixés et disposés le long de la piste respective, et un bâti. Le bâti : est relié au segment fixe, présente un accouplement pour être relié à un ensemble de commande de pression (PCA), et un passage pour recevoir le câble. L'injecteur comprend de plus un moteur relié en torsion au pignon d'entraînement du segment fixe.


Abrégé anglais

An injector for deploying a cable into a wellbore includes a traction assembly having at least a stationary segment and a movable segment. Each segment includes: a drive sprocket; an idler sprocket; a track looped around and between the sprockets; a set of grippers fastened to and disposed along the respective track, and a frame. The frame: is connected to the stationary segment, has a coupling for connection to a pressure control assembly (PCA), and has a passage for receiving the cable. The injector further includes a motor torsionally connected to the drive sprocket of the stationary segment.


Note : Les revendications sont présentées dans la langue officielle dans laquelle elles ont été soumises.

Claims:
1. An injector for deploying a cable into a wellbore, comprising:
a traction assembly comprising at least a stationary segment and a movable
segment, each segment comprising:
a drive sprocket;
an idler sprocket;
a track looped around and between the sprockets;
a set of grippers fastened to and disposed along the respective track,
a frame:
connected to the stationary segment,
having a coupling for connection to a pressure control assembly (PCA),
and
having a passage for receiving the cable; and
a motor torsionally connected to the drive sprocket of the stationary segment.
2. The injector of claim 1, wherein each gripper has an opening for
receiving a
cog of the respective sprockets.
3. The injector of claim 2, wherein each track is a belt having a passage
adjacent
each gripper for passing the cog.
4. The injector of claim 1, wherein each gripper:
is made from a metal, alloy, or cermet,
has a recess formed therein for receiving the cable, and
has teeth formed in the recess.
5. The injector of claim 4, wherein each gripper has wings extending
transversely
from the recess.
6. The injector of claim 1, wherein the movable segment is pivoted to the
stationary segment for swinging between an open position for receiving the
cable and
a closed position for deploying the cable.
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7. The injector of claim 6, wherein:
each segment further comprises a gear torsionally connected to the respective
drive sprocket, and
the gears mesh upon closing of the movable segment.
8. The injector of claim 6, wherein each segment further comprises a body
having
a hinge knuckle formed at each inner end thereof.
9. The injector of claim 1, wherein each segment further comprises:
a tensioner operable to tighten the respective track, and
a counter bearing for supporting the tightened track.
10. The injector of claim 1, wherein the traction assembly further
comprises a
second movable segment.
11. The injector of claim 1, further comprising a linear actuator operable
to move
the movable segment toward and away from the stationary segment.
12. A launch and recovery system (LARS), comprising:
the injector of claim 1;
a winch having the cable;
a boom for guiding the cable into the PCA;
the PCA for connection to a production tree; and
a downhole assembly of an artificial lift system for deployment into the
wellbore
using the cable.
13. The LARS of claim 12, further comprising a stuffing box having a
coupling for
connection to the PCA and a coupling for connection to the injector.
14. The LARS of claim 13, further comprising a seal head having the
stuffing box
and a grease injector.
15. The LARS of claim 14, further comprising a lubricator having the seal
head and
a tool housing.

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16. A method of deploying a downhole tool into a wellbore, comprising:
connecting the downhole tool to a cable;
lowering the downhole tool into a pressure control assembly (PCA) and
wellhead adjacent to the wellbore using the cable;
after lowering the downhole tool, connecting a cable injector to the PCA and
closing the cable injector around the cable; and
operating the cable injector, thereby injecting the cable into the wellbore
and
lowering the downhole tool to a deployment depth in the wellbore.
17. The method of claim 16, wherein the downhole tool is lowered by:
assembling the PCA onto a production tree connected to the wellhead;
inserting a first deployment section of the downhole tool into a lubricator;
landing the lubricator onto the PCA;
connecting the lubricator to the PCA;
lowering the first deployment section into the PCA;
engaging a clamp of the PCA with the first deployment section;
after engaging the clamp, isolating an upper portion of the PCA from a lower
portion of the PCA by engaging a seal of the PCA with the first deployment
section;
and
after isolating the PCA, removing the lubricator from the PCA.
18. The method of claim 16,
further comprising connecting a stuffing box to the PCA,
wherein the cable injector is connected to the PCA by being connected to the
stuffing box.
19. The method of claim 18, further comprising:
engaging a mold with an outer surface of the cable;
injecting sealant into the mold and into armor of the cable, thereby sealing a

portion of the cable;
engaging a seal of the stuffing box with the sealed portion of the cable; and
operating the downhole tool using the cable.

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20. The method of claim 18, wherein:
the stuffing box is part of a seal head having a grease injector, and
the method further comprises:
engaging the seal head with the cable; and
operating the downhole tool using the cable.
21. The method of claim 16, wherein:
the downhole tool is an electrical submersible pump (ESP), and
the method further comprises operating the ESP to pump production fluid from
the wellbore.
22. The method of claim 21, wherein the ESP is operated by receiving a
power
signal from the cable.
23. The method of claim 21, wherein:
the ESP lands into a dock of production tubing at the deployment depth, and
the ESP is operated by receiving a power signal from the dock.
24. The method of claim 23, wherein:
the PCA is mounted on a production tree connected to the wellhead,
the method further comprises:
disconnecting the cable from the ESP;
retrieving the cable from the wellbore; and
removing the PCA and cable injector from the production tree.
25. The method of claim 16, wherein the cable is coaxial wireline.

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Une figure unique qui représente un dessin illustrant l’invention.

Pour une meilleure compréhension de l’état de la demande ou brevet qui figure sur cette page, la rubrique Mise en garde , et les descriptions de Brevet , États administratifs , Taxes périodiques et Historique des paiements devraient être consultées.

États admin

Titre Date
(86) Date de dépôt PCT 2013-10-10
(87) Date de publication PCT 2014-04-17
(85) Entrée nationale 2015-04-01
Requête d'examen 2015-04-01

Taxes périodiques

Description Date Montant
Dernier paiement 2016-09-09 100,00 $
Prochain paiement si taxe applicable aux petites entités 2017-10-10 50,00 $
Prochain paiement si taxe générale 2017-10-10 100,00 $

Avis : Si le paiement en totalité n’a pas été reçu au plus tard à la date indiquée, une taxe supplémentaire peut être imposée, soit une des taxes suivantes :

  • taxe de rétablissement prévue à l’article 7 de l’annexe II des Règles sur les brevets ;
  • taxe pour paiement en souffrance prévue à l’article 22.1 de l’annexe II des Règles sur les brevets ; ou
  • surtaxe pour paiement en souffrance prévue aux articles 31 et 32 de l’annexe II des Règles sur les brevets.

Historique des paiements

Type de taxes Anniversaire Échéance Montant payé Date payée
Requête d'examen 800,00 $ 2015-04-01
Enregistrement de documents 100,00 $ 2015-04-01
Dépôt 400,00 $ 2015-04-01
Taxe périodique - Demande - nouvelle loi 2 2015-10-13 100,00 $ 2015-09-23
Taxe périodique - Demande - nouvelle loi 3 2016-10-11 100,00 $ 2016-09-09

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Description du
Document
Date
(yyyy-mm-dd)
Nombre de pages Taille de l’image (Ko)
Abrégé 2015-04-01 2 77
Revendications 2015-04-01 4 124
Dessins 2015-04-01 11 683
Description 2015-04-01 30 1 662
Dessins représentatifs 2015-04-14 1 11
Page couverture 2015-04-22 2 47
Description 2016-10-07 30 1 656
Revendications 2016-10-07 5 138
Taxes 2015-09-23 1 41
PCT 2015-04-01 3 95
Poursuite-Amendment 2016-04-08 4 285
Taxes 2016-09-09 1 40
Poursuite-Amendment 2016-10-07 16 672