BRPI0413004B1 - sistema e método para vedar um espaço em um furo de poço formado em uma formação terrestre - Google Patents
sistema e método para vedar um espaço em um furo de poço formado em uma formação terrestre Download PDFInfo
- Publication number
- BRPI0413004B1 BRPI0413004B1 BRPI0413004A BRPI0413004A BRPI0413004B1 BR PI0413004 B1 BRPI0413004 B1 BR PI0413004B1 BR PI0413004 A BRPI0413004 A BR PI0413004A BR PI0413004 A BRPI0413004 A BR PI0413004A BR PI0413004 B1 BRPI0413004 B1 BR PI0413004B1
- Authority
- BR
- Brazil
- Prior art keywords
- matrix material
- swelling
- compound
- wellbore
- water
- Prior art date
Links
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/508—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/12—Packers; Plugs
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/12—Packers; Plugs
- E21B33/1208—Packers; Plugs characterised by the construction of the sealing or packing means
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/02—Subsoil filtering
- E21B43/10—Setting of casings, screens, liners or the like in wells
- E21B43/103—Setting of casings, screens, liners or the like in wells of expandable casings, screens, liners, or the like
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S277/00—Seal for a joint or juncture
- Y10S277/934—Seal swells when wet
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S277/00—Seal for a joint or juncture
- Y10S277/935—Seal made of a particular material
- Y10S277/936—Composite
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S277/00—Seal for a joint or juncture
- Y10S277/935—Seal made of a particular material
- Y10S277/944—Elastomer or plastic
Abstract
"sistema e método para vedar um espaço em um furo de poço formado em uma formação terrestre". é provido um sistema para vedar um espaço (7) em um furo de poço (1) em uma formação terrestre (2). o sistema compreende um corpo intumescível (12) arranjado no furo de poço de uma maneira a vedar o mencionado espaço pelo intumescimento do referido corpo intumescível, o corpo intumescível sendo suscetível de ficar em contato com água de formação (4) fluindo para o furo de poço, o corpo intumescível incluindo um material de matriz provido de um composto solúvel na mencionada água de formação. o material de matriz impede ou restringe substancialmente a migração do composto para fora do corpo intumescível e permite migração da mencionada água de formação para o corpo intumescível por osmose, de modo a induzir o intumescimento do corpo intumescível quando da migração da mencionada água de formação para o corpo intumescível.
Description
‘‘SISTEMA E MÉTODO PARA VEDAR UM ESPAÇO EM UM FURO DE POÇO FORMADO EM UMA FORMAÇÃO TERRESTRE” A invenção refere-se a um sistema e um método para vedar um espaço em um furo de poço formado em uma formação terrestre, a formação terrestre contendo água de formação suscetível de fluir para o furo de poço.
Na produção de fluido de hidrocarboneto a partir de um furo de poço, é prática comum instalar uma ou mais seções de tubulação interna tubulares no furo de poço para estabilizar o mesmo e controlar o influxo de fluido proveniente da formação circundante. Em aplicações convencionais, as seções de tubulação interna têm diâmetros escalonadamente decrescentes em direção ao fundo, em conseqüência do procedimento de instalação pelo qual cada seção de tubulação interna seguinte tem que passar através da seção previamente instalada.
Foi proposto prover esquemas de tubulação interna alternativos que superam o problema de diâmetros escalonadamente decrescentes. Por exemplo, em um desses esquemas de tubulação interna alternativos, cada seção de tubulação interna é instalada no furo de poço baixando-se a seção de tubulação interna através da seção previamente instalada até a desejada profundidade, por meio do que uma seção sobreposta curta da seção de tubulação interna se estende para a seção previamente instalada. Em seguida, a seção de tubulação interna é radialmente expandida no furo de poço para permitir o abaixamento de uma coluna de perfuração tendo uma broca de perfuração de diâmetro relativamente grande através da mesma. Após aprofundar o poço usando a broca de perfuração de diâmetro relativamente grande, uma seção de tubulação interna adicional é baixada através da seção de tubulação interna expandida. Em seguida, o ciclo de expandir a seção de tubulação interna, perfurar adicionalmente o poço, e baixar uma nova seção de tubulação interna, é repetido. Como resultado, um furo de poço de diâmetro substancialmente uniforme é obtido.
As seções de tubulação interna instaladas são, no processo de execução de poço convencional, fixadas e vedadas no furo de poço pelo bombeamento de uma camada de cimento entre a tubulação interna e a parede do furo de poço. Esta tecnologia podería ser aplicada ao revestimento interno expansível de furo aberto também. A função de vedação da camada de cimento refere-se ao requisito de que a migração de fluidos de formação, como água de formação, através do espaço anular entre a tubulação interna e a parede do furo de poço dever ser impedida. Entretanto, foi comprovado experimentalmente que vedação adequada por bombeamento de uma camada de cimento é, por vezes, difícil de ser obtida. Por exemplo, se o fluido de perfuração usado para perfurar o furo de poço não for totalmente substituído pelo cimento no espaço anular, ou se preenchimento adequado do espaço anular com cimento for dificultado pelas irregularidades na parede do furo de poço, há o risco de os fluidos de formação migrarem na direção axial através do espaço anular. O documento WO 03/008756 revela um sistema alternativo para vedar um espaço anular em um furo de poço, onde uma vedação anular intumescível é arranjada no espaço anular. A vedação é feita de um material de borracha suscetível de se expandir em contato com óleo ou água, dependendo do tipo de aplicação. No uso, a vedação se expande quando o fluido de formação entra no furo de poço, vedando, desse modo, o espaço anular e impedindo migração axial de fluido de formação através do furo de poço. O documento US3385367 revela um dispositivo para vedar um revestimento perfurado em um furo de poço. Este dispositivo compreende elemento de vedação composto por material de borracha suscetível de se expandir em contato com óleo ou água, elementos de fixação e elemento tubular central. O documento US5195583 revela um sistema para vedar um furo de poço.
No entanto, os documentos citados acima não apresentam ou sugerem as características da presente invenção, que serão apresentadas a seguir.
Exemplos de materiais que se intumescem quando em contato com água são: 1) poli-eletrólitos, como polímeros superabsorventes (SAP), como poliacrilato de sódio e ácidos acrílicos, 2) argilas hidrófilas, como partículas de bentonita sódica (por exemplo, bentonita Wyoming), ou 3) material natural intumescível com água, como madeira, cortiça ou carregadores de celulose. Elastômeros hidrófilos são usados em aplicações de engenharia civil, por exemplo, como juntas de formação de túnel.
Embora resultados adequados de intumescimento tenham sido obtidos com os materiais acima quando em contato com água doce (não salina), foi determinado experimentalmente que as vedações feitas destes materiais se intumescem de modo insuficiente quando em contato com água de formação salina. Por exemplo, partículas de poliacrilato de sódio e partículas de bentonita imersas em água têm coeficiente de intumescimento fortemente declinante quando a água muda de doce para salina, especialmente se cátions divalentes como Ca2+ e Mg2+ estiverem presentes, que é normalmente o caso para aqüíferos comuns de formação em campos de petróleo. O coeficiente de intumescimento declinante de SAPs em água salina, especialmente em soluções contendo cátions bivalentes, é revista em “Modem super absorbent polymer technology”, Bucholz, F. L. e Graham, A. T., Wiley Nova Iorque, 1998, pg 57 e Fig. 2.16, onde a redução dramática na capacidade de intumescimento de um poliacrilato de sódio de ligação cmzada em soluções de NaCl a 0,9, em peso está indicada para aumentar concentrações de CaCl2. Aqui, o coeficiente de intumescimento é definido como a relação do volume de um corpo após seu intumescimento sobre o volume do corpo antes de seu intumescimento. Além disso, poliuretanos hidrófilos (como Aquaprene C-520® da Sanyo, Aquaquell 8V® de Kuryama, Hidrotite® de Denbi) que se intumescem em soluções salinas são considerados inadequados para a maioria das aplicações de poço em vista de sua limitada resistência a altas temperaturas a longo prazo. É um objetivo da presente invenção prover sistema aperfeiçoado para vedar um espaço em um furo de poço em uma formação terrestre, que supere as desvantagens da técnica anterior.
De acordo com a invenção, é provido um sistema para vedar um espaço em um furo de poço formado em uma formação terrestre, compreendendo um corpo intumescível arranjado no furo de poço de uma maneira a vedar o mencionado espaço pelo intumescimento do referido corpo, o corpo intumescível sendo suscetível de ficar em contato com água de formação fluindo para o furo de poço, o corpo intumescível incluindo um material de matriz provido de um composto solúvel na mencionada água de formação, onde o material de matriz impede ou restringe substancialmente a migração do composto para fora do corpo intumescível e permite migração da mencionada água de formação para o corpo intumescível por osmose, de modo a induzir o intumescimento do corpo quando da migração da mencionada água de formação para o corpo intumescível. A invenção refere-se também a um método para vedar um espaço em um furo de poço em uma formação terrestre, o método compreendendo arranjar um corpo intumescível no furo de poço de maneira a vedar o mencionado espaço quando do intumescimento do corpo intumescível, o corpo intumescível sendo suscetível de ficar em contato com água de formação fluindo para o furo de poço, o corpo intumescível incluindo um material de matriz provido de um composto solúvel na mencionada água de formação, onde o material de matriz impede ou restringe substancialmente a migração do composto para fora do corpo intumescível e permite migração da mencionada água de formação para o corpo intumescível por osmose, de modo a induzir o intumescimento do corpo intumescível quando da migração da mencionada água de formação para o corpo intumescível.
Desse modo, é obtido que o intumescimento do corpo intumescível e, assim, a vedação do espaço, é obtida em virtude de osmose química por meio do que o material de matriz atua como uma membrana permeável à água, mas (substancialmente) impermeável ao mencionado composto.
Para impedir ou reduzir a lixiviação do mencionado composto para fora do corpo de material intumescível, é preferido que o mencionado corpo inclua um material de matriz substancialmente impermeável ao mencionado composto ou a íons formados do mencionado composto.
De preferência, o material de matriz inclui um material de matriz de polímero, por exemplo, um material de matriz elastômero termorrígido.
Em um modo de realização preferido, o material de matriz de polímero é obtido ou obtenível pela mistura do composto em uma massa de material de polímero para formar o mencionado material de matriz de polímero e vulcanizar, em seguida, a massa de material de polímero para formar o mencionado material de matriz de polímero. Por exemplo, o composto é formado por partículas de sal, que são misturadas na massa de material de polímero antes da execução de sua ligação cruzada (vulcanização), seguida pela ligação de modo cruzado do material de polímero para formar o material de matriz de polímero no qual as partículas de sal são embutidas.
Materiais de elastômero termorrígido adequados capazes de suportar as altas temperaturas de poço por um prolongado período de tempo são: 1) materiais de borracha que, além do intumescimento em água, também se intumescem em óleo cru presente em poços de petróleo, como borracha de etileno propileno (EPM e EPDM), borracha de terpolímero de ctileno-propileno-dieno (EPT), borracha de butila (IIR), borracha de butila bromada (BIIR), borracha de butila clorada (CIIR), polietileno clorado (CM/CPE), borracha de neoprene (CR), borracha de estireno butadieno copolímero (SBR), polietileno sulfatado (CSM), borracha de etileno acrilato (EAM/AEM), copolímero óxido de etileno epicloroidrina (CO, ECO), borrachas de silicone (VMQ) e borracha de fluorosilicone (FVMQ); 2) materiais de borracha que não se intumescem em óleo cru, como copolímero de butadieno acrilonitrila (borracha de nitrila, NBR), NBR hidrogenada (HNBR, HNS) como ZETPOL®, TORNAC®, TERBAN®, NBR com grupos reativos (X-NBR), fluoro borrachas (FKM), como VITON®, FLUOREL®, perfluoroborrachas (FFKM), como KALREZ®, CHEMRAZ®, e tetrafluoretileno/propileno (TFE/P), como AFLAS®, que não se intumescem quando expostos a crus de campos de petróleo. A maioria destes elastômeros pode ser reticulada por um agente de reticulação (por exemplo, enxofre de ligação cruzada de peróxido de ligação cruzada).
Além dos materiais de elastômero termorrígido (não intumescível e intumescível em óleo) citados acima, misturas de elastômeros também podem ser aplicados (ligas elastoméricas). Embora uma quase inesgotável combinação de elastômeros termoplásticos e termorrígidos sejam viáveis, as mais preferidas são as misturas de EPDM/polipropileno, como SARLINK®, Levaflex®, Santoprene®, misturas NBR-polipropileno, como GEOLAST®, misturas de NBR/polivinilcloreto e misturas de NR/polipropileno. Todas estas têm a tendência de expandir em crus de petróleo, especialmente a temperaturas alvo em interior de poço.
De preferência, o mencionado composto é embutido em uma pluralidade de partículas homogeneamente distribuída através do material de matriz.
Partículas adequadas são partículas finas de sal, de preferência, sal dissociador, que pode ser composto uniformemente na borracha de base.
Por exemplo, partículas de sal extremamente finas solúveis em água são aplicadas, o sal sendo selecionado do grupo de: acetatos: M-(CH3COO), bicarbonatos; M-(HC03), carbonatos; M-(CC>3), formiatos M-(HCC>2), haletos; Mx-Hy (H = Cl, Br ou I) hidro-sulfetos; M-(HS), hidróxidos; M-(OH), imidas; M-(NH), nitratos; M-(NC>3), nitretos; (M-N), nitritos; M-CNO2), fosfatos; Μ-(Ρθ4), sulfetos; M-S e sulfatos; M-(SC>4), onde M pode ser qualquer metal da tabela periódica. Há outros sais que também podem ser aplicados quando o cátion for um não-metal, como NH4CL
Entretanto, os sais preferidos são NaCl e CaCE.
Para limitar a lixiviação do sal do elastômero, o corpo intumescível adequadamente inclui qualquer polímero hidrófilo contendo grupos polares de oxigênio ou nitrogênio na espinha dorsal ou grupos laterais do polímero. Estes grupos laterais podem ser parcial ou totalmente neutralizados. Polímeros desse tipo são, por exemplo, tipos de polímero hidrófilo como álcoois, acrilatos, metacrilatos, acetatos, aldeídos, cetonas, sulfonatos, anidretos, anidretos maleicos, nitrilas, acrilonitrilas, aminas, amidos, óxidos (óxido de polietileno), tipos de celulose incluindo todos os derivados destes tipos, todos os copolímeros, incluindo uma das variantes enxertadas acima de tudo. Adequadamente, um sistema temário é aplicado, que inclui um elastômero, um SAP polar e um sal, por meio do que o SAP polar é enxertado sobre a espinha dorsal do elastômero. Esse sistema tem a vantagem das partículas SAP polares tenderem a reter as partículas de sal na matriz de elastômero reduzindo, desse modo, a lixiviação do sal do elastômero. O sal polar é atraído por forças eletrostáticas para as moléculas SAP polares, que são enxertadas (“coladas”) à espinha dorsal da borracha.
Geralmente, o corpo intumescível deve ser capaz de expandir na água de salinidade tão alta quanto 140g/NaCl, e contendo concentrações consideráveis de íons bivalentes, como pelo menos 40g/l de cloreto de cálcio e 8g/l de cloreto de magnésio, e a temperaturas de pelo menos 40°C, mas, de preferência, 100-150°C que é típico para as temperaturas de fundo de poço estáticas de poços de petróleo. A transição de não-expandida para o estado totalmente expandido ocorre, de preferência, dentro de um período de tempo de 2-3 semanas, e o estado expandido deve ser mantido por um período de pelo menos um ano. A invenção será descrita adicionalmente com mais detalhe e por meio de exemplo, com referência ao desenho anexo, no qual: A Fig. 1 mostra esquematicamente o comportamento de intumescimento de um material não de acordo com a invenção quando imerso em água, para várias salinidades de água; A Fig. 2a mostra esquematicamente o comportamento de intumescimento de várias composições de borracha quando imerso em água, por um período de tempo relativamente longo; A Fig. 2b mostra esquematicamente o comportamento de intumescimento das composições de borracha da Fig. 2a por um período de tempo relativamente curto; A Fig. 3 mostra esquematicamente o comportamento de intumescimento de uma composição de borracha quando imersa em água salina, para várias concentrações de sal contido na composição de borracha; A Fig. 4 mostra esquematicamente um modo de realização do sistema da invenção por meio do qual uma vedação anular é arranjada ao redor de uma tubulação interna se estendendo em um furo de poço em uma formação terrestre; e A Fig. 5 mostra esquematicamente uma vista lateral da tubulação interna e a vedação anular da Fig. 4.
Nas figuras, números de referência iguais referem-se a componentes iguais.
Com referência à Fig. 1, é mostrado um diagrama fornecendo o coeficiente de intumescimento de poliacrílato de sódio imerso em água em função da salinidade em NaCl, e para diferentes densidades de reticulação (X), por meio do que Q = coeficiente de intumescimento C = concentração de NaCl da água (% em peso) Linha a: X = 0,025%, em peso, de poliacrilato de sódio Linha b: X = 0,04%, em peso, de poliacrilato de sódio Linha c: X = 0,06%, em peso, de poliacrilato de sódio Linha d: X = 0,08%, em peso, de poliacrilato de sódio Linha e: X = 0,10%, em peso, de poliacrilato de sódio.
Pelo diagrama, fica claro que elastômeros intumescíveis em água preparados pela adição de partículas de polímero superabsorvente (SAP) ao material de matriz de borracha não são adequados para condições de poço salinas. Aqüíferos de formação podem ser extremamente salinos (saturados a temperaturas de interior do poço), tipicamente 4-6 vezes a salinidade da água do mar comum. Especialmente, a presença de cátions divalentes, como Ca2+ e Mg2+, que estão comumente presentes em aqüíferos de campo de óleo, causa dramática redução da capacidade de intumescimento. Essas partículas de SAP podem ser classificadas em sistemas de amido, sistemas de celulose e sistemas de resina sintética. Os SAPs têm características hidrófilas em virtude da presença de álcoois, ácidos carboxílicos, amidos ou ácidos sulfúricos. Devido à reticulação, as partículas têm uma rede tridimensional de modo que o material seja capaz de se expandir por, pelo menos, 100 vezes seu volume original. Outros polímeros potencialmente intumescíveis, como poliuretanos, poliésteres, poliéteres são considerados inadequados, devido a sua intrínseca instabilidade como resultado da hidrólise.
Nas Figs. 2a, 2b é mostrado o coeficiente de intumescimento (S) de três composições comercializadas sob a marca RUMA®, Hooeveen, Holanda, em função do tempo. As composições são disponíveis sob os nomes: 900-70-1236, indicada pela linha a’, 900-70-1354, indicada pela linha b’, 900-70-1211, indicada pela linha c\ Estas composições têm um composto de base de material de matriz de borracha EPDM disponibilizado por Bayer®, Leverkusen, Alemanha, sob a marca comercial Buna EP® EPT-5459/6950.
Além disso, estas composições incluem agentes de reforço, carregadores, agentes de vulcanização e estabilizadores convencionais. Adicionalmente: Composição 900 70-1236 inclui partículas de NaCl disponibilizadas por AKZO, Holanda, sob a marca MICROZO® moldada no material de matriz de borracha para uma concentração de 35%, em peso, do material de matriz de borracha;
Composição 900-70-1354 inclui um SAP (e não sal); Composição 900-70-1211 inclui sal e um SAP.
Pelas figuras, fica claro que a composição 900 70-1236 mostra um excelente coeficiente de intumescimento de mais de 200%, em volume, em salmouras de aquífero de petróleo altamente salinas contendo quantidades apreciáveis de íons bivalentes, Ca2+, Mg2+. Composição 900-70-1354 tem um pobre desempenho de intumescimento (cerca de 18 volumes %), e a composição híbrida 900-70-1211 tem um desempenho de intumescimento entre o desempenho de composições 900-70-1354 e 900-70-1236.
Com referência à Fig. 3, é mostrado um diagrama indicando o coeficiente de intumescimento (S) de composições baseado na composição 900-70-1236, mas agora, para diferentes concentrações de partículas de NaCl no material de matriz de borracha Buna EP® EPT-5459/6950. As concentrações de partícula de sal são: 34,8%, em peso, indicado pela linha a” 26,3%, em peso, indicado pela linha b” 41,6%, em peso, indicado pela linha c” 15,1%, em peso, indicado pela linha d”.
Todos os outros aditivos nestas composições foram mantidos constantes.
Verificou-se que o coeficiente de intumescimento ótimo foi obtido para concentrações de partículas de NaCl na faixa de 32-37%, em peso, com base no peso do material de matriz.
Nas Figs. 4 e 5, é mostrado um furo de poço 1 formado em uma formação terrestre 2 que inclui uma camada de formação terrestre 4 contendo água de formação salina. Uma tubulação interna de furo de poço 6 é arranjado no furo de poço 1 pelo que um espaço anular 7 é formado entre a tubulação interna 6 e a parede do furo de poço 8. Uma cabeça de poço 10 é arranjada sobre o topo do furo de poço, à superfície do terreno. Uma vedação anular em forma de um número de anéis 12 (apenas um anel 12 é mostrado) é arranjada no espaço anular 7, em uma porção do furo de poço oposta à camada de formação terrestre 4.
Os anéis 12 são compostos de um ou mais de materiais de elastômero termorrígido ou termoplástico suscetível de intumescimento em água, formado de tiras 14 se estendendo ao redor da tubulação interna 6. Cada anel 12 tem, tipicamente, um comprimento entre 0,05-0,5m, e uma espessura entre 0,003-0,07m. Um agente de ligação é aplicado entre os anéis e a tubulação interna para fixar os anéis 12 à superfície externa da tubulação interna 6, o agente de ligação, de preferência, sendo efetivo durante a vulcanização do material de elastômero. Além disso, os anéis 12 incluem uma alta concentração (pelo menos 20%, em peso, de preferência entre 30-35%, em peso, do elastômero de base) de partículas de sal de modo a induzir intumescimento do material de elastômero pela permeação de água de formação salina no material de elastômero por osmose. No presente exemplo, as partículas de sal são partículas de NaCl, mas qualquer alta concentração de um sal solúvel em água mono, bi ou trivalente pode ser usado.
De modo a proteger os anéis 1 durante instalação da tubulação interna 6 no furo de poço, opcionalmente o conjunto de anéis 12 é adicionalmente provido de um ou mais anéis (“apoios de desgaste”) ou luvas que não se intumescem em água, como anéis de borracha NBR, HNBR, FKM, XNBR, FFKM, TFE/P. Esses anéis adicionais devem ter uma alta resistência à abrasão, e são, de preferência, arranjados em qualquer lado de cada anel de elastômero intumescível 12. Altemativamente, estes anéis poderíam ser arranjados nas extremidades do conjunto de anéis 12 apenas.
Durante operação normal, as partículas de NaCl são misturadas no material de matriz de borracha antes de sua vulcanização, pelo uso de um aparelho adequado de moldagem (não mostrado) como a) o moinho de dois rolos, b) o moinho de mistura, ou c) o plastificador Gordon. Para uma revisão completa dessas técnicas, pode ser feita referência a: Wemer Hofmann, Rubber Technology Handbook, 2a edição, (1996), Hanser/Gardner Publications, Cincinati, ISBN 1-56.990-145-7 capítulo 5: Processing of elastomers, ‘Compound Preparation’. O material de matriz de borracha é, então, formado na tira 14, que é radial ou ligeiramente helicoidalmente enrolada ao redor da tubulação interna 6 à superfície. Em uma etapa seguinte, o material de matriz de borracha e, opcionalmente, também o material dos apoios de desgaste, é vulcanizada em um forno a temperaturas de, tipicamente, 150-180°C para formar os anéis 12. Em seguida, a tubulação interna 6 é baixada no furo de poço 1 até que os anéis 12 fiquem posicionados na mencionada porção do furo de poço 1 oposta à camada de formação terrestre 4. A espessura dos anéis 12 é selecionada suficientemente pequena para permitir abaixamento desimpedido da tubulação interna 6.
Quando do fluxo da água de formação salina da camada de formação terrestre 4 para o furo de poço 1, a água de formação salina entra, desse modo, em contato com os anéis intumescíveis em água 12. Devido à concentração salina nas partículas de sal (sal puro) ser muito maior do que a salinidade da própria água de formação, a permeação de água de formação no material de matriz de borracha ocorrerá como resultado da osmose, que leva ao intumescimento dos anéis 12 por meio do que os anéis 12 se tomam pressionados contra a parede do furo de poço e, desse modo, vedam completamente o espaço anular 7. Dessa maneira, qualquer migração adicional de água de formação através do espaço anular 7 é impedida.
Caso necessário, a tubulação interna 6 é radialmente expandida no furo de poço, de preferência, antes que o intumescimento dos anéis 12 ocorra.
Todas as amostras referidas nas Figs. 2a, 2b e 3 foram imersas em água de aqüífero salina (“100% água do aqüífero Oman”) incluindo 139 g/1 de NaCl, 41g/l de CaC12, 7,5g/l de MgCk e tendo uma temperatura de 95°C.
Em vez de aplicar os anéis (referidos nas Figs. 4 e 5) sobre a tubulação interna, os anéis podem ser aplicados sobre uma ou mais seções de tubo hermético arranjado entre as seções de tela de areia, por exemplo, tela de areia expansível. Desse modo, é viável criar seções separadas de tela de areia de influxo que podem ser seletivamente fechadas durante a vida útil do poço.
Adequadamente, a tubulação interna é uma tubulação interna expansível que é radialmente expandida no furo de poço antes ou após o intumescimento dos anéis, de preferência, antes do intumescimento dos anéis.
Claims (18)
1. Sistema para vedar um espaço (7) em um furo de poço (1) formado em uma formação terrestre (2), caracterizado pelo fato de compreender um corpo intumescível (12) arranjado no furo de poço (1) de uma maneira a vedar o espaço (7) pelo intumescimento do referido coipo intumescível, o corpo intumescível (12) quando arranjado no furo de poço (1) sendo suscetível de ficar em contato com água de formação (4) fluindo para o furo de poço (1), o corpo intumescível (12) incluindo um material de matriz de polímero provido de um composto solúvel na água de formação (4), onde o material de matriz restringe substancial mente a migração do composto para fora do coipo intumescível (12) e permite migração da água de formação (4) para o corpo intumescível (12) por osmose, de modo a induzir o intumescimento do corpo intumescível (12) quando da migração da água de formação (4) para o corpo intumescível, onde o material de matriz de polímero compreende uma mistura vulcanizada do composto e uma massa do material de polímero; onde o composto compreende um sal.
2. Sistema de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato do material de matriz ser substancialmente impermeável ao composto.
3. Sistema de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato do material de matriz de polímero ser um material de matriz de elastômero.
4. Sistema de acordo com a reivindicação 3, caracterizado pelo fato do material de matriz de elastômero incluir uma borracha selecionada de borracha de base de borracha de nitrila, borracha de nitrila hidrogenada, borracha de nitrila com grupos reativos, fluoro borrachas, perfluoroborrachas, tetrafluoretileno/propileno, e borracha de etileno propileno.
5. Sistema de acordo com qualquer a reivindicação 1, caracterizado pelo fato do composto estar presente no material de matriz na forma de uma pluralidade de partículas dispersada no material de matriz.
6. Sistema de acordo com a reivindicação 5, caracterizado pelo fato das partículas serem substancialmente uniformemente dispersas no material de matriz.
7. Sistema de acordo com a reivindicação 5, caracterizado pelo fato das partículas serem embutidas no material de matriz.
8. Sistema de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato do sal ser selecionado do grupo consistindo de sais de: acetatos, (M-CH3COO); bicarbonatos (M-HCO3); carbonatos, (M-CO3); formiatos, (M-HCO2); haletos; (Mx-Hy) (H = Cl, Br ou I); hidro-sulfetos, (M-HS); hidróxidos, (M-OH); imidas, (M-NH); nitratos, (M-NO3); nitretos, (M-N); nitrítos, (M-NO2); fosfatos, (M-PO4); sulfetos, (M-S); e sulfatos, (M-SO4); onde M é um metal selecionado do grupo de metais da tabela periódica.
9. Sistema de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato do corpo intumescível (12) conter pelo menos 20%, em peso, de sal baseado no peso combinado do material de matriz e o sal.
10. Sistema de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato do espaço (7) ser um espaço anular formado entre um elemento tubular se estendendo para dentro do furo de poço (1) e uma parede substancialmente cilíndrica circundando o elemento tubular.
11. Sistema de acordo com a reivindicação 10, caracterizado pelo fato do elemento tubular ser uma tubulação interna (6) de poço ou revestimento interno de poço, e a parede substancialmente cilíndrica ser a parede do furo de poço (8).
12. Sistema de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato do corpo intumescível (12) ser arranjado em uma porção do furo de poço (1) oposta a uma camada da formação terrestre contendo a água de formação (4).
13. Sistema de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato da água de formação (4) ser água de formação salina.
14. Sistema de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato do espaço (7) ser um espaço anular formado entre um elemento tubular se estendendo para dentro do furo de poço (1) e uma parede substancialmente cilíndrica circundando o elemento tubular; e do corpo intumescível (12) ser formado por um ou mais anéis, cada anel se estendendo ao redor do elemento tubular.
15. Método para vedar um espaço (7) em um furo de poço (1) formado em uma formação terrestre, caracterizado pelo fato de compreender arranjar um corpo intumescível (12) no furo de poço (1) de uma maneira a vedar o espaço (7) pelo intumescimento do corpo intumescível (12), o corpo intumescível (12) sendo suscetível de ficar em contato com água de formação (4) fluindo para o furo de poço (1), o corpo intumescível (12) incluindo um material de matriz de polímero provido de um composto solúvel na água de formação (4), onde o material de matriz restringe substancialmente a migração do composto para fora do corpo intumescível (12) e permite migração da água de formação (4) para o corpo intumescível (12) por osmose, de modo a induzir o intumescimento do corpo intumescível (12) quando da migração da água de formação (4) para o corpo intumescível, onde o material de matriz de polímero compreende uma mistura vulcanizada do composto e uma massa do material de polímero, onde o composto compreende um sal.
16. Método de acordo com a reivindicação 15, caracterizado pelo fato do composto ser misturado na massa de material de polímero na forma de uma pluralidade de partículas do composto.
17. Método de acordo com a reivindicação 15, caracterizado pelo fato do material de matriz ser substancialmente impermeável ao composto.
18. Método de acordo com a reivindicação 15, caracterizado pelo fato da água de formação (4) ser água de formação salina.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
EP03254738 | 2003-07-29 | ||
PCT/EP2004/051572 WO2005012686A1 (en) | 2003-07-29 | 2004-07-22 | System for sealing a space in a wellbore |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
BRPI0413004A BRPI0413004A (pt) | 2006-09-26 |
BRPI0413004B1 true BRPI0413004B1 (pt) | 2016-04-19 |
Family
ID=34112501
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
BRPI0413004A BRPI0413004B1 (pt) | 2003-07-29 | 2004-07-22 | sistema e método para vedar um espaço em um furo de poço formado em uma formação terrestre |
Country Status (17)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US7527099B2 (pt) |
EP (1) | EP1649136B2 (pt) |
CN (1) | CN100449111C (pt) |
AR (1) | AR045138A1 (pt) |
AU (1) | AU2004260885B2 (pt) |
BR (1) | BRPI0413004B1 (pt) |
CA (1) | CA2533424C (pt) |
DK (1) | DK1649136T4 (pt) |
EA (1) | EA008390B1 (pt) |
EG (1) | EG24311A (pt) |
MA (1) | MA27978A1 (pt) |
MX (1) | MXPA06000959A (pt) |
MY (1) | MY137502A (pt) |
NO (1) | NO343768B1 (pt) |
NZ (1) | NZ544613A (pt) |
OA (1) | OA13222A (pt) |
WO (1) | WO2005012686A1 (pt) |
Families Citing this family (83)
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 |
US7584795B2 (en) * | 2004-01-29 | 2009-09-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sealed branch wellbore transition joint |
CA2500520C (en) | 2004-03-12 | 2013-03-05 | Schlumberger Canada Limited | System and method to seal using a swellable material |
DE602005015710D1 (de) * | 2004-06-25 | 2009-09-10 | Shell Int Research | Sieb zur steuerung der sandproduktion in einem bohrloch |
DE602005011469D1 (de) * | 2004-10-27 | 2009-01-15 | Shell Int Research | Abwärtsführende quellbare versiegelung |
CA2530969C (en) | 2004-12-21 | 2010-05-18 | Schlumberger Canada Limited | Water shut off method and apparatus |
US7373991B2 (en) | 2005-07-18 | 2008-05-20 | Schlumberger Technology Corporation | Swellable elastomer-based apparatus, oilfield elements comprising same, and methods of using same in oilfield applications |
US7407007B2 (en) | 2005-08-26 | 2008-08-05 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for isolating flow in a shunt tube |
US8651179B2 (en) | 2010-04-20 | 2014-02-18 | Schlumberger Technology Corporation | Swellable downhole device of substantially constant profile |
US7717180B2 (en) | 2006-06-29 | 2010-05-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Swellable elastomers and associated methods |
US7665538B2 (en) | 2006-12-13 | 2010-02-23 | Schlumberger Technology Corporation | Swellable polymeric materials |
DE602007007726D1 (de) * | 2007-04-06 | 2010-08-26 | Schlumberger Services Petrol | Verfahren und Zusammensetzung zur Zonenisolierung eines Bohrlochs |
US20090130938A1 (en) * | 2007-05-31 | 2009-05-21 | Baker Hughes Incorporated | Swellable material and method |
US7806193B2 (en) * | 2007-06-06 | 2010-10-05 | Baker Hughes Incorporated | Swellable packer with back-up systems |
GB0711979D0 (en) * | 2007-06-21 | 2007-08-01 | Swelltec Ltd | Method and apparatus |
CA2690340C (en) | 2007-06-21 | 2015-10-20 | Swelltec Limited | Apparatus and method with hydrocarbon swellable and water swellable body |
BRPI0815626A2 (pt) * | 2007-08-20 | 2015-02-18 | Shell Int Research | Método para criar uma vedação anular em torno de um elemento tubular para uso em um furo de poço. |
US8181708B2 (en) * | 2007-10-01 | 2012-05-22 | Baker Hughes Incorporated | Water swelling rubber compound for use in reactive packers and other downhole tools |
US9018144B2 (en) * | 2007-10-01 | 2015-04-28 | Baker Hughes Incorporated | Polymer composition, swellable composition comprising the polymer composition, and articles including the swellable composition |
US8240377B2 (en) | 2007-11-09 | 2012-08-14 | Halliburton Energy Services Inc. | Methods of integrating analysis, auto-sealing, and swellable-packer elements for a reliable annular seal |
US20090139710A1 (en) * | 2007-11-30 | 2009-06-04 | Schlumberger Technology Corporation | Swellable compositions and methods and devices for controlling them |
US20090176667A1 (en) * | 2008-01-03 | 2009-07-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Expandable particulates and methods of their use in subterranean formations |
US7931092B2 (en) * | 2008-02-13 | 2011-04-26 | Stowe Woodward, L.L.C. | Packer element with recesses for downwell packing system and method of its use |
US20090205841A1 (en) * | 2008-02-15 | 2009-08-20 | Jurgen Kluge | Downwell system with activatable swellable packer |
US20090205842A1 (en) * | 2008-02-15 | 2009-08-20 | Peter Williamson | On-site assemblable packer element for downwell packing system |
US20090205817A1 (en) * | 2008-02-15 | 2009-08-20 | Gustafson Eric J | Downwell system with differentially swellable packer |
US7994257B2 (en) * | 2008-02-15 | 2011-08-09 | Stowe Woodward, Llc | Downwell system with swellable packer element and composition for same |
US20090205818A1 (en) * | 2008-02-15 | 2009-08-20 | Jurgen Klunge | Downwell system with swellable packer including blowing agent |
US7748468B2 (en) * | 2008-04-10 | 2010-07-06 | Baker Hughes Incorporated | Sealing devices having a metal foam material and methods of manufacturing and using same |
EP2113546A1 (en) | 2008-04-28 | 2009-11-04 | Schlumberger Holdings Limited | Swellable compositions for borehole applications |
GB0817149D0 (en) * | 2008-09-19 | 2008-10-29 | Swellfix Bv | Downhole seal |
US7866406B2 (en) * | 2008-09-22 | 2011-01-11 | Baker Hughes Incorporated | System and method for plugging a downhole wellbore |
US8087459B2 (en) | 2009-03-31 | 2012-01-03 | Weatherford/Lamb, Inc. | Packer providing multiple seals and having swellable element isolatable from the wellbore |
GB2469870A (en) | 2009-05-01 | 2010-11-03 | Swelltec Ltd | Support assembly for a downhole tool |
US8807216B2 (en) | 2009-06-15 | 2014-08-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions comprising particulate foamed elastomers and associated methods |
GB2471330B (en) | 2009-06-26 | 2012-01-04 | Swelltec Ltd | Improvements to swellable apparatus and materials therefor |
US8256510B2 (en) | 2009-08-12 | 2012-09-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Control screen assembly |
US8302680B2 (en) * | 2009-08-12 | 2012-11-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Swellable screen assembly |
US20110086942A1 (en) * | 2009-10-09 | 2011-04-14 | Schlumberger Technology Corporation | Reinforced elastomers |
US9708523B2 (en) * | 2009-10-27 | 2017-07-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Swellable spacer fluids and associated methods |
US20110120733A1 (en) | 2009-11-20 | 2011-05-26 | Schlumberger Technology Corporation | Functionally graded swellable packers |
US10240419B2 (en) | 2009-12-08 | 2019-03-26 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Downhole flow inhibition tool and method of unplugging a seat |
US20110203795A1 (en) * | 2010-02-24 | 2011-08-25 | Christopher John Murphy | Sealant for forming durable plugs in wells and methods for completing or abandoning wells |
US20110220359A1 (en) * | 2010-03-10 | 2011-09-15 | Soliman Mohamed Y | Methods Relating to Modifying Flow Patterns Using In-Situ Barriers |
EP2381065B1 (en) | 2010-04-20 | 2016-11-16 | Services Pétroliers Schlumberger | System and method for improving zonal isolation in a well |
EP2404975A1 (en) | 2010-04-20 | 2012-01-11 | Services Pétroliers Schlumberger | Composition for well cementing comprising a compounded elastomer swelling additive |
EP2469016A1 (en) | 2010-12-22 | 2012-06-27 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | System and method for sealing a space in a wellbore |
EP2469017A1 (en) | 2010-12-22 | 2012-06-27 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | System and method for providing a pressure seal |
WO2012089822A1 (en) | 2010-12-31 | 2012-07-05 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method and system for sealing a void in an underground wellbore |
US8490707B2 (en) | 2011-01-11 | 2013-07-23 | Schlumberger Technology Corporation | Oilfield apparatus and method comprising swellable elastomers |
US9707739B2 (en) | 2011-07-22 | 2017-07-18 | Baker Hughes Incorporated | Intermetallic metallic composite, method of manufacture thereof and articles comprising the same |
US9090956B2 (en) | 2011-08-30 | 2015-07-28 | Baker Hughes Incorporated | Aluminum alloy powder metal compact |
US20140249260A1 (en) | 2011-10-04 | 2014-09-04 | Ruma Products Holding B.V. | Swellable elastomeric polymer materials |
US8912256B2 (en) | 2011-11-10 | 2014-12-16 | Weatherford/Lamb, Inc. | Swellable material using soy spent flakes |
WO2013070082A1 (en) | 2011-11-11 | 2013-05-16 | Ruma Products Holding B.V. | Use of swellable elastomeric polymer materials |
NL2007812C2 (en) * | 2011-11-18 | 2013-05-23 | Ruma Products Holding B V | Seal sleeve and assembly including such a seal sleeve. |
NL2007810C2 (en) | 2011-11-18 | 2013-05-23 | Ruma Products Holding B V | Seal sleeve and assembly including such a seal sleeve. |
NL2007811C2 (en) * | 2011-11-18 | 2013-05-23 | Ruma Products Holding B V | Seal sleeve and method for applying such a seal sleeve. |
US9845657B2 (en) | 2011-11-18 | 2017-12-19 | Ruma Products Holding B.V. | Seal sleeve and assembly including such a seal sleeve |
US20130126190A1 (en) * | 2011-11-21 | 2013-05-23 | Baker Hughes Incorporated | Ion exchange method of swellable packer deployment |
US9284812B2 (en) | 2011-11-21 | 2016-03-15 | Baker Hughes Incorporated | System for increasing swelling efficiency |
US9010416B2 (en) | 2012-01-25 | 2015-04-21 | Baker Hughes Incorporated | Tubular anchoring system and a seat for use in the same |
US9605508B2 (en) * | 2012-05-08 | 2017-03-28 | Baker Hughes Incorporated | Disintegrable and conformable metallic seal, and method of making the same |
US9080419B2 (en) * | 2012-07-05 | 2015-07-14 | Craig H. Benson | Bentonite collars for wellbore casings |
US9404030B2 (en) | 2012-08-14 | 2016-08-02 | Baker Hughes Incorporated | Swellable article |
US10253605B2 (en) | 2012-08-27 | 2019-04-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Constructed annular safety valve element package |
WO2014042657A1 (en) * | 2012-09-17 | 2014-03-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well tools with semi-permeable barrier for water-swellable material |
US10604693B2 (en) * | 2012-09-25 | 2020-03-31 | Weatherford Technology Holdings, Llc | High water and brine swell elastomeric compositions and method for making and using same |
WO2014071019A1 (en) | 2012-10-31 | 2014-05-08 | Clearwater International, Llc | Novel strontium carbonate bridging materials and methods for making and using same |
WO2014154577A1 (en) | 2013-03-25 | 2014-10-02 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Coating composition and method |
US20160289510A1 (en) | 2013-11-15 | 2016-10-06 | Ruma Products Holding B.V. | Swellable seals and their use |
US11167343B2 (en) | 2014-02-21 | 2021-11-09 | Terves, Llc | Galvanically-active in situ formed particles for controlled rate dissolving tools |
CA2936851A1 (en) | 2014-02-21 | 2015-08-27 | Terves, Inc. | Fluid activated disintegrating metal system |
NL2013568B1 (en) * | 2014-10-03 | 2016-10-03 | Ruma Products Holding B V | Seal and assembly comprising the seal and method for applying the seal. |
US10378303B2 (en) | 2015-03-05 | 2019-08-13 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Downhole tool and method of forming the same |
US9702217B2 (en) | 2015-05-05 | 2017-07-11 | Baker Hughes Incorporated | Swellable sealing systems and methods for increasing swelling efficiency |
CA3037438A1 (en) | 2016-09-27 | 2018-04-05 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | System, method, and sleeve, for cladding an underground wellbore passage |
AU2017355216B2 (en) * | 2016-11-01 | 2020-09-10 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method for sealing cavities in or adjacent to a cured cement sheath surrounding a well casing |
CA3012511A1 (en) | 2017-07-27 | 2019-01-27 | Terves Inc. | Degradable metal matrix composite |
BR112020024511B1 (pt) | 2018-06-13 | 2024-03-12 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V | Método de instalação de um tubular de furo de poço, tubular de furo de poço, e, furo de poço cimentado |
WO2020016169A1 (en) | 2018-07-20 | 2020-01-23 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method of remediating leaks in a cement sheath surrounding a wellbore tubular |
WO2020145936A1 (en) * | 2019-01-07 | 2020-07-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method to attain full annular coverage during cementing or mud circulation |
US20230265736A1 (en) | 2020-07-24 | 2023-08-24 | Ruma Products B.V. | Downhole seal and method of setting a downhole seal |
Family Cites Families (17)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3306870A (en) † | 1964-06-01 | 1967-02-28 | Dow Chemical Co | Fluid gelable composition of acrylamide polymers and aqueous solutions of inorganic hydroxides and salts |
US3385367A (en) * | 1966-12-07 | 1968-05-28 | Kollsman Paul | Sealing device for perforated well casing |
US3502149A (en) | 1967-04-07 | 1970-03-24 | Dow Chemical Co | Sealing composition and method of use thereof |
US4137970A (en) † | 1977-04-20 | 1979-02-06 | The Dow Chemical Company | Packer with chemically activated sealing member and method of use thereof |
US4590227A (en) † | 1984-10-24 | 1986-05-20 | Seitetsu Kagaku Co., Ltd. | Water-swellable elastomer composition |
JP2579979B2 (ja) | 1987-02-26 | 1997-02-12 | 株式会社東芝 | 半導体素子の製造方法 |
US4919989A (en) * | 1989-04-10 | 1990-04-24 | American Colloid Company | Article for sealing well castings in the earth |
US5290844A (en) † | 1989-07-28 | 1994-03-01 | C. I. Kasei Co., Ltd. | Water-swellable adhesive water stop |
GB2248255B (en) * | 1990-09-27 | 1994-11-16 | Solinst Canada Ltd | Borehole packer |
GB2338500B (en) | 1995-05-22 | 2000-02-16 | Baker Hughes Inc | Method of sealing and transferring force in a wellbore |
US7228915B2 (en) | 2001-01-26 | 2007-06-12 | E2Tech Limited | Device and method to seal boreholes |
MY135121A (en) | 2001-07-18 | 2008-02-29 | Shell Int Research | Wellbore system with annular seal member |
RU2317403C2 (ru) | 2002-09-06 | 2008-02-20 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Скважинное устройство для избирательной перекачки флюида |
US7134109B2 (en) | 2003-02-10 | 2006-11-07 | National Instruments Corporation | Parameter oriented graphical representation of hardware timing and triggering capabilities with contextual information |
WO2005094521A2 (en) * | 2004-03-23 | 2005-10-13 | Georgia Tech Research Corporation | Anatomical connection |
MY143661A (en) | 2004-11-18 | 2011-06-30 | Shell Int Research | Method of sealing an annular space in a wellbore |
CA2587939A1 (en) | 2004-12-15 | 2006-06-22 | Shell Canada Limited | Wellbore system extending through a salt layer |
-
2004
- 2004-07-22 AU AU2004260885A patent/AU2004260885B2/en active Active
- 2004-07-22 EP EP04766286.1A patent/EP1649136B2/en active Active
- 2004-07-22 MX MXPA06000959A patent/MXPA06000959A/es active IP Right Grant
- 2004-07-22 CA CA2533424A patent/CA2533424C/en active Active
- 2004-07-22 DK DK04766286.1T patent/DK1649136T4/en active
- 2004-07-22 BR BRPI0413004A patent/BRPI0413004B1/pt active IP Right Grant
- 2004-07-22 CN CNB2004800219441A patent/CN100449111C/zh not_active Expired - Fee Related
- 2004-07-22 US US10/566,151 patent/US7527099B2/en active Active
- 2004-07-22 EA EA200600343A patent/EA008390B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2004-07-22 WO PCT/EP2004/051572 patent/WO2005012686A1/en active IP Right Grant
- 2004-07-22 NZ NZ544613A patent/NZ544613A/en not_active IP Right Cessation
- 2004-07-22 OA OA1200600027A patent/OA13222A/en unknown
- 2004-07-28 AR ARP040102674A patent/AR045138A1/es active IP Right Grant
- 2004-07-28 MY MYPI20043032A patent/MY137502A/en unknown
-
2006
- 2006-01-28 EG EGNA2006000104 patent/EG24311A/xx active
- 2006-02-03 MA MA28773A patent/MA27978A1/fr unknown
- 2006-02-27 NO NO20060937A patent/NO343768B1/no unknown
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
EG24311A (en) | 2009-01-14 |
MXPA06000959A (es) | 2006-03-30 |
AU2004260885A1 (en) | 2005-02-10 |
WO2005012686A1 (en) | 2005-02-10 |
NO343768B1 (no) | 2019-06-03 |
MY137502A (en) | 2009-02-27 |
MA27978A1 (fr) | 2006-07-03 |
NZ544613A (en) | 2007-11-30 |
US20070056735A1 (en) | 2007-03-15 |
CN1829852A (zh) | 2006-09-06 |
EP1649136B1 (en) | 2006-10-18 |
CA2533424C (en) | 2012-06-12 |
AU2004260885B2 (en) | 2007-11-08 |
US7527099B2 (en) | 2009-05-05 |
DK1649136T4 (en) | 2018-06-06 |
EP1649136B2 (en) | 2018-02-28 |
BRPI0413004A (pt) | 2006-09-26 |
CA2533424A1 (en) | 2005-02-10 |
DK1649136T3 (da) | 2007-02-19 |
NO20060937L (no) | 2006-02-27 |
EP1649136A1 (en) | 2006-04-26 |
OA13222A (en) | 2006-12-13 |
AR045138A1 (es) | 2005-10-19 |
EA200600343A1 (ru) | 2006-06-30 |
EA008390B1 (ru) | 2007-04-27 |
CN100449111C (zh) | 2009-01-07 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
BRPI0413004B1 (pt) | sistema e método para vedar um espaço em um furo de poço formado em uma formação terrestre | |
CA2585498C (en) | Method of sealing an annular space in a wellbore | |
US10443340B2 (en) | Method for making controlled swell-rate swellable packer | |
US4137970A (en) | Packer with chemically activated sealing member and method of use thereof | |
US20150060069A1 (en) | Swellable ball sealers | |
BR112019013105A2 (pt) | aparelho de packer, e, sistema e método para prover um aparelho de packer. | |
RU2619317C2 (ru) | Набухающие эластомерные полимерные материалы | |
US20130092401A1 (en) | Method and Flexible Bodies for Subterrain Sealing | |
WO2013070082A1 (en) | Use of swellable elastomeric polymer materials | |
BRPI0517788B1 (pt) | Method for sealing a space in a well hole formed in a soil training |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
B15K | Others concerning applications: alteration of classification |
Free format text: A CLASSIFICACAO ANTERIOR ERA: E21B 33/12 Ipc: C09K 8/508 (2006.01), E21B 33/12 (2006.01) |
|
B15K | Others concerning applications: alteration of classification |
Free format text: AS CLASSIFICACOES ANTERIORES ERAM: C09K 8/508 , E21B 33/12 Ipc: E21B 33/12 (2006.01), C09K 8/508 (2006.01) |
|
B07A | Application suspended after technical examination (opinion) [chapter 7.1 patent gazette] | ||
B09A | Decision: intention to grant [chapter 9.1 patent gazette] | ||
B16A | Patent or certificate of addition of invention granted [chapter 16.1 patent gazette] |
Free format text: PRAZO DE VALIDADE: 10 (DEZ) ANOS CONTADOS A PARTIR DE 19/04/2016, OBSERVADAS AS CONDICOES LEGAIS. |