CN102261226B - 井组件连接 - Google Patents
井组件连接 Download PDFInfo
- Publication number
- CN102261226B CN102261226B CN201110139098.5A CN201110139098A CN102261226B CN 102261226 B CN102261226 B CN 102261226B CN 201110139098 A CN201110139098 A CN 201110139098A CN 102261226 B CN102261226 B CN 102261226B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- component
- coating material
- assembly
- casing
- joint
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Expired - Fee Related
Links
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract description 125
- 238000000576 coating method Methods 0.000 claims abstract description 73
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 claims abstract description 72
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 37
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 claims abstract description 37
- 238000003801 milling Methods 0.000 claims description 41
- 239000004411 aluminium Substances 0.000 claims description 26
- 239000003822 epoxy resin Substances 0.000 claims description 20
- 229920000647 polyepoxide Polymers 0.000 claims description 20
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims description 19
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims description 19
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims description 17
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 claims description 17
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 claims description 15
- 239000010959 steel Substances 0.000 claims description 15
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 14
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims description 14
- 238000005299 abrasion Methods 0.000 claims description 13
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 10
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims description 10
- 239000000853 adhesive Substances 0.000 claims description 9
- 230000001070 adhesive effect Effects 0.000 claims description 9
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 239000003365 glass fiber Substances 0.000 claims description 7
- 239000000615 nonconductor Substances 0.000 claims description 7
- 229920000049 Carbon (fiber) Polymers 0.000 claims description 6
- 239000004593 Epoxy Substances 0.000 claims description 6
- 239000004917 carbon fiber Substances 0.000 claims description 6
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 229920001343 polytetrafluoroethylene Polymers 0.000 claims description 6
- 239000004810 polytetrafluoroethylene Substances 0.000 claims description 6
- 230000009467 reduction Effects 0.000 claims description 6
- 238000005507 spraying Methods 0.000 claims description 6
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims description 5
- 229920002430 Fibre-reinforced plastic Polymers 0.000 claims description 4
- -1 Polytetrafluoroethylene Polymers 0.000 claims description 4
- 238000002048 anodisation reaction Methods 0.000 claims description 4
- 239000002131 composite material Substances 0.000 claims description 4
- 239000008393 encapsulating agent Substances 0.000 claims description 4
- 238000002955 isolation Methods 0.000 claims description 4
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 238000007747 plating Methods 0.000 claims description 4
- 238000003466 welding Methods 0.000 claims description 4
- 229920006231 aramid fiber Polymers 0.000 claims description 3
- 239000007767 bonding agent Substances 0.000 claims description 3
- 239000011151 fibre-reinforced plastic Substances 0.000 claims description 3
- 239000012811 non-conductive material Substances 0.000 claims description 3
- 239000004033 plastic Substances 0.000 claims description 3
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 claims description 3
- 235000013824 polyphenols Nutrition 0.000 claims description 3
- 229920006389 polyphenyl polymer Polymers 0.000 claims description 3
- 229910010271 silicon carbide Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 229920002994 synthetic fiber Polymers 0.000 claims description 3
- 239000012209 synthetic fiber Substances 0.000 claims description 3
- 150000003568 thioethers Chemical class 0.000 claims description 3
- 238000007743 anodising Methods 0.000 claims description 2
- 230000000712 assembly Effects 0.000 claims 6
- 238000000429 assembly Methods 0.000 claims 6
- 239000000446 fuel Substances 0.000 claims 1
- 239000007921 spray Substances 0.000 claims 1
- 239000012634 fragment Substances 0.000 description 9
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 5
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910001209 Low-carbon steel Inorganic materials 0.000 description 2
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 2
- 229910045601 alloy Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000000956 alloy Substances 0.000 description 2
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011651 chromium Substances 0.000 description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 238000007749 high velocity oxygen fuel spraying Methods 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 238000000034 method Methods 0.000 description 2
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 2
- IOLCXVTUBQKXJR-UHFFFAOYSA-M potassium bromide Chemical compound [K+].[Br-] IOLCXVTUBQKXJR-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 238000005476 soldering Methods 0.000 description 2
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 2
- 229910001104 4140 steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910001094 6061 aluminium alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910001008 7075 aluminium alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910000838 Al alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910000851 Alloy steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910000906 Bronze Inorganic materials 0.000 description 1
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910001018 Cast iron Inorganic materials 0.000 description 1
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000861 Mg alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910000990 Ni alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- HCOLPNRPCMFHOH-UHFFFAOYSA-N Prodigiosin Natural products CCCCCC1C=C(C=C/2N=C(C=C2OC)c3ccc[nH]3)N=C1C HCOLPNRPCMFHOH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N Sulphide Chemical compound [S-2] UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- AZDRQVAHHNSJOQ-UHFFFAOYSA-N alumane Chemical group [AlH3] AZDRQVAHHNSJOQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011324 bead Substances 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 229910001622 calcium bromide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 1
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L calcium dibromide Chemical compound [Ca+2].[Br-].[Br-] WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 239000004918 carbon fiber reinforced polymer Substances 0.000 description 1
- 238000005524 ceramic coating Methods 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010949 copper Substances 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 238000002788 crimping Methods 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 238000000280 densification Methods 0.000 description 1
- 230000006353 environmental stress Effects 0.000 description 1
- 210000003746 feather Anatomy 0.000 description 1
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 1
- 230000010006 flight Effects 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 239000008187 granular material Substances 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000011068 loading method Methods 0.000 description 1
- CWQXQMHSOZUFJS-UHFFFAOYSA-N molybdenum disulfide Chemical compound S=[Mo]=S CWQXQMHSOZUFJS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000009972 noncorrosive effect Effects 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 1
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- TWFGRJUTAULJPZ-USZBIXTISA-N prodigiosin Chemical compound N1=C(C)C(CCCCC)=C\C1=C/C1=NC(C=2[N]C=CC=2)=C[C]1OC TWFGRJUTAULJPZ-USZBIXTISA-N 0.000 description 1
- 230000001737 promoting effect Effects 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 1
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 1
- 229910001256 stainless steel alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000002195 synergetic effect Effects 0.000 description 1
- 238000013022 venting Methods 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Classifications
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F16—ENGINEERING ELEMENTS AND UNITS; GENERAL MEASURES FOR PRODUCING AND MAINTAINING EFFECTIVE FUNCTIONING OF MACHINES OR INSTALLATIONS; THERMAL INSULATION IN GENERAL
- F16L—PIPES; JOINTS OR FITTINGS FOR PIPES; SUPPORTS FOR PIPES, CABLES OR PROTECTIVE TUBING; MEANS FOR THERMAL INSULATION IN GENERAL
- F16L15/00—Screw-threaded joints; Forms of screw-threads for such joints
- F16L15/001—Screw-threaded joints; Forms of screw-threads for such joints with conical threads
- F16L15/003—Screw-threaded joints; Forms of screw-threads for such joints with conical threads with sealing rings
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
- E21B17/003—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings with electrically conducting or insulating means
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
- E21B17/02—Couplings; joints
- E21B17/08—Casing joints
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
- E21B17/10—Wear protectors; Centralising devices, e.g. stabilisers
- E21B17/1007—Wear protectors; Centralising devices, e.g. stabilisers for the internal surface of a pipe, e.g. wear bushings for underwater well-heads
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B29/00—Cutting or destroying pipes, packers, plugs or wire lines, located in boreholes or wells, e.g. cutting of damaged pipes, of windows; Deforming of pipes in boreholes or wells; Reconditioning of well casings while in the ground
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B29/00—Cutting or destroying pipes, packers, plugs or wire lines, located in boreholes or wells, e.g. cutting of damaged pipes, of windows; Deforming of pipes in boreholes or wells; Reconditioning of well casings while in the ground
- E21B29/06—Cutting windows, e.g. directional window cutters for whipstock operations
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F16—ENGINEERING ELEMENTS AND UNITS; GENERAL MEASURES FOR PRODUCING AND MAINTAINING EFFECTIVE FUNCTIONING OF MACHINES OR INSTALLATIONS; THERMAL INSULATION IN GENERAL
- F16L—PIPES; JOINTS OR FITTINGS FOR PIPES; SUPPORTS FOR PIPES, CABLES OR PROTECTIVE TUBING; MEANS FOR THERMAL INSULATION IN GENERAL
- F16L15/00—Screw-threaded joints; Forms of screw-threads for such joints
- F16L15/04—Screw-threaded joints; Forms of screw-threads for such joints with additional sealings
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Gasket Seals (AREA)
- Non-Disconnectible Joints And Screw-Threaded Joints (AREA)
- Pressure Vessels And Lids Thereof (AREA)
Abstract
本发明公开了井组件连接,其描述了一种能够布置在地下井眼中并且能够促进形成分支井筒的组件。组件可包括螺纹连接的部件,所述部件具有在凹槽中的内密封构件和外密封构件。密封构件可与部件配合以提供压力密封。组件还可包括通气构件,用于均衡由连接的部件所限定的腔中的压力。这些部件之一可由铝制成。该部件的至少一部分可涂有非导体的涂层材料。
Description
技术领域
本发明大体涉及地下流体产出的组件,且更具体地(尽管不必是排他性地)涉及组件的螺纹连接。
背景技术
能够通过穿过地层的井筒来生产烃。井筒相对复杂。例如,井筒可包括多分支横向井筒和/或侧钻井筒。多分支横向井筒包括从母井筒(或主井筒)延伸的一个或多个横向井筒。侧钻井筒是从第一通常方向转向到第二通常方向的井筒。侧钻井筒可包括第一方向上的主井筒和从主井筒转向并在第二通常方向上的次级井筒。多分支横向井筒可包括允许形成横向井筒的窗口。侧钻井筒可包括允许井筒转向到第二通常方向的窗口。
可以通过在主井筒的期望位置处设置套管接头和套管柱中的造斜器来形成窗口。造斜器能够使一个或多个铣刀相对于套管柱横向(或沿另一取向)偏斜。偏斜的铣刀穿透套管接头的一部分以在套管柱中形成窗口,钻头能够穿过所述窗口形成横向井筒或次级井筒。
套管接头通常由高强度材料制成。该高强度材料还可以是非腐蚀性的,以承受地下环境中可能存在的腐蚀元素,例如硫化氢和二氧化碳。磨铣高强度材料的一部分可能困难,并且可产生大量碎片,如小片套管接头,这对井的完工和烃的产出造成不利影响。甚至具有一部分厚度较小的侧壁(能经磨铣形成窗口)的套管接头也能引入碎片,特别是如果套管接头是由致密的高强度材料制成。碎片可能阻止在完成磨铣之后容易地取出造斜器,堵塞流控装置,破坏密封,遮挡密封井筒,并干扰部件在套管接头下的主井筒中的设置。
可使用具有预磨铣窗口的套管接头来减少或消除碎片。预磨铣窗口可包括玻璃纤维外衬,以防止颗粒材料进入套管柱的内径。玻璃纤维外衬容易磨铣,并且与钻穿高强度材料制成的套管接头形成窗口相比,磨铣玻璃纤维外衬可产生较少的碎片。
套管接头在地下地层中承受高压。考虑到套管接头上的高压,可能需要另外的支撑。可在套管接头的窗口所处位置外部设置铝套筒,以提供另外的支撑。在铝套筒的每端可设置O型圈,以在铝套筒与套管接头之间提供密封。铝套筒和O型圈增大了套管柱的外径。在一些应用中,外径可能增加一英寸或更多。外径的增加在一些情况下可能是不可接受的。可将更易磨铣的材料置于开口处,以避免增加直径。然而,将该材料连接到套管柱的其它部件就会困难。
因此,需要一种具有能够穿透来形成窗口的材料的组件,该组件可包括将材料连接到套管柱的其它部件的机构。
发明内容
本发明的某些实施例涉及螺纹连接两个部件,其中一个部件比另一个部件更易磨铣。连接的部件可以在凹槽中具有内密封构件和外密封构件。密封构件能够与部件配合以提供压力密封。连接的部件还可以包括通气构件,用于均衡由连接的部件所限定的腔中的压力。部件之一可由铝制成。该部件的至少一部分可涂有提高铝部件的耐磨性的涂层材料。
在一方面,提供一种可布置在地下井筒中的组件。该组件包括第一部件、第二部件、内密封构件和外密封构件。第二部件螺纹连接到第一部件以限定内区。第一部件比第二部件更易磨铣。内密封构件和外密封构件能够与第一部件和第二部件配合,以在内区与第一部件和第二部件之外的环境之间提供压力密封。
在至少一个实施例中,内密封构件布置在第一部件凹槽中。外密封构件布置在第二部件凹槽中。
在至少一个实施例中,内密封构件和外密封构件每个均包括环形密封件、T形密封件、粘合密封件或可注入的密封材料中的至少一种。
在至少一个实施例中,内密封构件包括第一部件的一部分通过金属与金属的过盈配合连接到第二部件的一部分,以形成反抗内部压力的密封。外密封构件包括第一部件的另一部分通过金属与金属的过盈配合连接到第二部件的另一部分以形成反抗外部压力的密封。
在至少一个实施例中,第一部件由铝制成。
在至少一个实施例中,该组件包括布置在内区中的套筒,以使该套筒的至少一部分邻近第一部件的至少一部分。该套筒可降低组件的至少一部分的磨损或腐蚀两者的至少之一。
在至少一个实施例中,套筒通过机械紧固件、粘接剂、焊接、扣环或城堡形结构(castellation)中的至少之一连接到第一部件。
在至少一个实施例中,第一部件由铝制成,并包括具有连接第二部件的螺纹的内壁。用当螺纹连接到第二部件时能存在于螺纹与第二部件之间的涂层材料涂覆螺纹。该涂层材料是非导体。
在至少一个实施例中,螺纹连接到第一部件的第二部件限定在第一部件与第二部件之间的至少一个腔。该组件还包括通气构件,该通气构件与该至少一个腔流体连通并与第一部件和第二部件外的区域流体连通。
在至少一个实施例中,第一部件包括第一元件和第二元件。第一元件螺纹连接到第二部件。第二元件可以在被布置在井眼中后进行磨铣。第二元件由包括纤维增强聚合物、碳纤维、玻璃纤维、对位芳纶合成纤维、碳化硅、铝或碳纳米管中的至少一种的材料制成。
在另一方面,描述了可布置在地下地层的井眼中的套管柱的套管接头。该套管接头包括第一部件、第二部件和通气构件。第二部件螺纹连接到第一部件以限定在第一部件与第二部件之间的至少一个腔。第一部件比第二部件更易磨铣。通气构件与腔流体连通,并与螺纹连接到第一部件的第二部件之外的区域流体连通。
在至少一个实施例中,通气构件可均衡至少一个腔的压力与螺纹连接到第一部件的第二部件之外的区域的压力。
在至少一个实施例中,通气构件包括压力补偿器,该压力补偿器能够降低腔的压差。
在至少一个实施例中,通气构件是用于使环氧树脂穿过到达腔的通道。环氧树脂能够将腔与螺纹连接到第一部件的第二部件之外的区域隔离密封。
在另一方面,描述了一种可布置在地下地层的井眼中的组件。该组件包括由铝制成的第一部件。该第一部件包括具有螺纹的内壁,所述螺纹用于连接第二部件以限定内区,并在内区与第一部件和第二部件外的环境之间提供压力密封。用当将螺纹连接到第二部件时能存在于螺纹与第二部件之间的涂层材料来涂覆螺纹。该涂层材料是非导体。
在至少一个实施例中,第一部件包括外壁,外壁的至少一部分上布置有第二涂层材料。第二涂层材料比铝或非导体更耐腐蚀。
在至少一个实施例中,涂层材料和第二涂层材料是相同类型的材料。
在至少一个实施例中,螺纹可通过软阳极化涂覆、化学镀镍、阳极化的涂层、纳米高速氧焰(HVOF)喷涂或热喷涂中的至少一种方式被涂层材料涂覆。
在至少一个实施例中,螺纹的涂层材料是聚四氟乙烯、塑料、陶瓷、非导体材料或金属中的至少一种。
在另一方面,描述了可布置在井眼中的套管柱。该套管柱包括钢接头和连接到钢接头的铝接头。铝接头包括内壁。内壁的至少一部分涂有涂层材料以提高内壁的耐磨性。
在至少一个实施例中,涂层材料是环氧酚醛树脂材料、环氧和聚苯硫醚复合材料或协同(synergistic)涂层材料中的至少一种。
在至少一个实施例中,铝接头包括外壁。外壁的至少一部分涂有第二涂层材料,以提高外壁的耐磨性并提高外壁的耐腐蚀性。
在至少一个实施例中,第二涂层材料是与涂层材料相同类型的材料。
在至少一个实施例中,涂覆内壁的至少一部分的涂层材料能够提高内壁的耐腐蚀性。
提出这些示例性方面和实施例并非限制或限定本发明,而是提供示例以帮助理解本申请中公开的发明概念。在阅读全部申请之后,本发明的其它方面、优点和特征将变得显而易见。
附图说明
图1是根据本发明的实施例具有组件的井系统的示意性剖视图,穿过该组件的材料可形成窗口,然后可形成分支井筒。
图2A是根据本发明的实施例的组件的剖视图。
图2B是图2A中的组件的环和凹槽的更详细视图。
图2C是图2A的螺纹连接的剖视图。
图3是根据本发明的第二实施例的组件的剖视图。
图4是根据本发明的第三实施例的组件的剖视图。
图5是根据本发明的一个实施例带有通气构件的螺纹连接的剖视图。
图6是根据本发明的一个实施例带有压力补偿器的通气构件的剖视图。
图7A是根据本发明的一个实施例带有腔和通气构件的连接剖视图。
图7B是根据本发明的一个实施例的环氧树脂穿过到达腔的图7A的连接剖视图。
图7C是根据本发明的一个实施例环氧树脂在腔中的图7A的连接剖视图。
图7D是根据本发明的一个实施例的环氧树脂在腔中硬化以密封腔的图7A的连接剖视图。
图8是根据本发明的一个实施例的密封构件为T形密封件的剖视图。
图9是根据本发明的一个实施例的密封构件为粘合密封件的剖视图。
具体实施方式
本发明的某些方面和实施例涉及可布置在地下地层的井眼(如井筒)中的组件,并且可通过组件而形成窗口。根据本发明的某些实施例的组件可包括至少一个套管接头,在地下井的高压、高温环境下,该套管接头能够为套管柱提供支撑。该组件可避免增大套管柱的外径,并避免通过磨铣形成窗口之后带来大量碎片。高压、高温地下井筒环境的一个例子为压力大于2500PSI并且温度超过250°F的环境。
根据一些实施例的组件是包括钢接头的套管柱的一部分,所述钢接头连接到铝接头。铝接头的内壁涂有材料以提高其耐磨性。
在一些实施例中,套管接头包括多个部件,这些部件在每个部件的螺纹部相连接。例如,一个部件可包括形成螺纹部的圆形环和凹槽。螺纹部可逐渐变细,在螺纹部的端部的截面厚度较小。该螺纹部可在部件的内壁或外壁上。
相似地,第二部件(可以是套管柱)可包括圆形环和凹槽,以构成第二部件的螺纹部。第二部件的螺纹部也可逐渐变细,在第二部件的螺纹部的端部的截面厚度较小。第二部件的螺纹部可位于第二部件的内壁或外壁上,这取决于第一部件的螺纹部的位置。例如,如果第一部件的螺纹部位于第一部件的内壁,则第二部件的螺纹部位于第二部件的外壁。如果第一部件的螺纹部位于外壁,则第二部件的螺纹部位于第二部件的内壁。
在一些实施例中,与制成第一部件的材料相比,制成第二部件的材料按不同的速率膨胀或膨胀不同的量。第一部件的凹槽可配置成允许膨胀速率/膨胀量的差异,例如第二部件比第一部件膨胀的多,但是保持这些部件之间的连接。
第二部件的具有较小截面厚度的端部可位于靠近或邻近第一部件的具有较大截面厚度的部分。第一部件的具有较小截面厚度的端部可位于靠近或邻近第二部件的具有较大截面厚度的部分。每个部件的凹槽可容置至少一些圆形环。第二部件可通过压接(compression joint)、过盈配合、使其中一个部件相对另一部件旋转或其它适当的连接方式经螺纹部连接到第一部件。
螺纹连接的部件可在由连接的部件限定的内区与连接的部件外的环境之间提供压力密封。例如,与其它方式相比,螺纹连接能够使第一部件承受更高的破裂压力。随着组件运行到井中,连接的部件外的环境中的液体静压力增加。即使在组件外的环境压力大大增加时,连接的部件仍能够使内区的压力保持在恒定压力。根据一些实施例的组件可承受高压差,例如22,000 PSI的压差。
根据一些实施例的组件可包括布置在部件之间的一个或多个密封构件。密封构件的例子包括环形密封件(例如O型圈)、T形密封件、粘合密封件和可注入的密封材料。在一些实施例中,第一部件包括布置内密封构件的凹槽,第二部件包括布置外密封构件的凹槽。内密封构件和外密封构件可与部件配合,以在内区与环境之间提供压力密封。例如,外密封构件能支撑第二部件的较小厚度部分,例如当第二部件受到坍塌(即外部)压力时,能够迫使第二部件抵靠外密封构件。内密封构件能支撑第一部件的较小厚度部分,例如当第一部件受到破裂(即内部)压力时,能够迫使第二部件抵靠内密封构件。
连接的部件能够限定连接的部件之间的一个或多个腔。可以包括通气构件,通气构件与腔流体连通并与部件外的区域流体连通。通气构件可均衡腔与该区域之间的压力。通气构件可包括能调节压力的任何适当的部件。在一些实施例中,通气构件是能够降低布置在第一部件与第二部件之间并接近腔的密封构件的压差的压力补偿器。在一些实施例中,通气构件是能够插入环氧树脂并使环氧树脂位于腔中以将腔与部件外的区域隔离密封的通道。
在其它实施例中,第一部件的一部分通过金属与金属的过盈配合而连接到第二部件的一部分,进而形成内密封构件,从而形成反抗内部压力(即来自由连接到第二部件的第一部件限定的内区的压力)的密封。第一部件的第二部分通过金属与金属的过盈配合连接到第二部件的第二部分,进而可形成外密封构件,从而形成反抗外部压力(即来自连接到第二部件的第一部件外的环境的压力)的密封。
这些部件可由不同的材料制成。例如,第二部件可由在高压、高温的地下环境中能够长时间保持其原始结构和完整性的高强度材料制成。第一部件可由虽然在高压、高温的地下环境中保持其原始结构和完整性的时间较短,但可比高强度材料更易磨铣的较低强度材料制成。例如,制成第二部件的材料能够足以为组件提供拉伸强度,而制成第一部件的材料能够承受破裂和坍塌压力。
在井筒中设置组件期间,第一部件能够保持其大体形状和完整性,并且设置后这种形状和完整性能够在井筒中保持至少一定的时间量。与第二部件相比,在磨铣之后,第一部件可产生较少碎片。此外,第一部件对磨铣的阻力比第二部件对磨铣的阻力小。因此,造斜器或偏斜器可相对于第一部件来设置,使铣刀朝第一部件偏斜,在第一部件中形成窗口,以允许从母井筒形成分支井筒。在一些实施例中,第一部件包括连接到螺纹部材料的第三种类型的材料。通过第三种类型的材料可容易磨铣或钻出窗口。
“母井筒”是钻出另一个井筒的井筒。其也被称为“主井筒”。母井筒或主井筒不必从地表直接延伸。例如,其可以是另一母井筒的分支井筒。
“分支井筒”是从与母井筒的交叉处向外钻出的井筒。分支井筒的例子包括横向井筒和侧钻井筒。分支井筒可具有从其中向外钻出的另一分支井筒,使得第一分支井筒是第二分支井筒的母井筒。
根据本发明的某些实施例的组件可包括附加部件以提供压力支撑。这种部件的例子有可位于由螺纹连接的部件限定的内区中的套筒。内套筒的一部分可邻近部件的螺纹部。内套筒的一部分也可邻近强度较低的部件的非螺纹部。例如,内套筒可经由提供热膨胀空间的剪切螺钉锁固系统或扣环连接到该部件。在磨铣或钻部件之前,内套筒能够对该部件提供支撑。内套筒也可例如通过钎焊、机械紧固或其它适当的连接方式连接到较高强度的部件。
在一些实施例中,包括城堡形结构的内套管布置在内区中。该城堡形结构能够将扭矩从组件的一端传递到组件的另一端。
给出这些示意性例子以向读者介绍在此讨论的大体主题,而非意欲限制所公开的概念的范围。以下段落参考附图描述了各种另外的实施例和实例,其中相同的附图标记指示相同的元件,并且方向描述用于描述说明性实施例,但是与说明性实施例一样,不应被用于限制本发明。
图1示出具有根据本发明的一个实施例的组件118的井系统110。井系统110包括延伸穿过各种地岩层的母井筒112。母井筒112包括粘固在母井筒112的一部分的套管柱116。
套管柱116包括与套管柱116互连的组件118。组件118可包括接头120,第一部件122在接头120处连接组件118的第二部件124。组件118可设置在所需位置,以从母井筒112形成分支井筒126。所需位置可以是母井筒112与分支井筒126之间的交叉处128。可采用各种技术来设置组件118。设置技术的例子包括使用回转仪和/或定向曲线(orienting profile)。
分支井筒126用虚线示出以指示其尚未形成。为了形成分支井筒126,造斜器可相对于组件118的第一部件122设置在套管柱116的内径中,并且在交叉处128下方。例如,与造斜器关联的导向键(key)或抓爪(dog)可配合地啮合定向曲线,以使造斜器固定于套管柱116,并朝第一部件122旋转定向倾斜的造斜器表面。
通过套管柱116将切削工具(如铣刀和钻子)下降并朝第一部件122偏斜。切削工具磨铣穿过第一部件122和邻近窗口的地下地层以形成分支井筒126。在一些实施例中,制成第一部件122的材料与制成第二部件124的材料不同,并且制成第一部件122的材料的强度低于制成第二部件124的材料的强度。第一部件122可配置成在设置组件118时以及设置之后支撑组件118,而无需外部套筒或其它装置。与第二部件124相比,在磨铣期间,第一部件122的某些实施例可产生较少的碎片。
根据本发明各实施例的组件可具有任何所需的构造,以支撑分支井筒形成并与套管柱互连。图2A、图2B和图2C示出根据本发明的一个实施例的组件202。组件202包括连接到第二部件208的第一部件206。第二部件208包括两个节段210、212,第一部件206设置在这两个节段之间。第一部件206可由经磨铣或钻出窗口进而能够形成分支井筒的材料制成。能够制成第一部件206的材料的例子包括铝、铝合金(如7075铝或6061铝)、铜基合金、镁合金、易切削钢、铸铁、碳纤维、增强型碳纤维和低碳钢合金(如1026钢合金或4140钢合金)。第二部件208可由耐腐蚀性材料制成,如13-铬、28-铬或其它不锈钢或镍合金。
组件202包括两个连接接头:(1)连接到第一部件206的节段210;以及(2)连接到第一部件206的节段212。因为这两个连接接头的连接机制相同或相似,所以下文仅描述连接到第一部件206的节段210。相同的概念适用于连接到第一部件206的实体节段212。此外,根据一些实施例的组件仅包括一个连接接头。
节段210可基本为管状,并且在节段210的外壁上可包括螺纹部214。第一部件206可包括第一部件206内壁上的第一部件螺纹部216。第一部件206也可基本为管状。螺纹部214可连接到第一部件螺纹部216,以将第一部件206连接到第二部件208。例如,螺纹部214可包括能够与第一部件螺纹部216的圆形环和凹槽分别啮合的圆形凹槽和环。虽然图2A-2C描绘了在节段210的外壁上的螺纹部214和在第一部件206的内壁上的第一部件螺纹部216,但某些组件可在节段的内壁上包括螺纹部,并且可在第一部件的外壁上包括第一部件螺纹部。
螺纹部214可逐渐变细,在螺纹部214的端部218达到较小的截面厚度。相似地,第一部件螺纹部216可逐渐变细,在第一部件螺纹部216的端部220达到较小的截面厚度。逐渐变细的部分可允许第二部件208和第一部件206连接,而不增加套管柱的直径。例如,端部218可设置成邻近第一部件螺纹部216的一部分,截面厚度大于端部220处的截面厚度。同样,端部220可设置成邻近螺纹部214的一部分,截面厚度大于端部218处的截面厚度。
连接到第一部件206的第二部件208可限定内区222,并且可在内区222与连接到第一部件206的第二部件208外的环境224之间提供压力密封。在一些实施例中,密封构件可设置在螺纹部214与第一部件螺纹部216之间。图2C描绘了布置在端部220与螺纹部214上截面厚度大于端部218的部分之间的外密封构件226、228。外密封构件226、228可布置在第二部件208的凹槽中。外密封构件226、228可支撑厚度相对较小的端部220,例如通过当第一部件206受到来自连接到第一部件206的第二部件208之外的环境224的坍塌(即外部)压力时,迫使第一部件206抵靠外密封构件226、228。内密封构件230、232示出为布置在第一部件206的凹槽中,所述凹槽在端部218与第一部件螺纹部216上截面厚度大于端部220的部分之间。内密封构件230、232可支撑第二部件208的厚度相对较小的端部218,例如通过当第二部件208受到来自内区222的破裂(即内部)压力时,迫使第二部件208抵靠内密封构件230、232。
在其它实施例中,第一部件206的一部分通过金属与金属的过盈配合而连接到第二部件208的一部分,进而形成内密封构件,以形成反抗来自内区222的压力的密封。第一部件206的第二部分通过金属与金属的过盈配合而连接到第二部件208的第二部分,进而可形成外密封构件,以形成反抗来自环境224的压力的密封。
可通过在第一部件206的壁上形成开口而形成分支井筒。当组件202布置在井筒中时,切削工具可朝第一部件206偏斜。因为第一部件206比第二部件208的拉伸强度低,所以切削工具可被引导至第一部件206,因为与第二部件208相比,第一部件对切削工具的阻力更小。切削工具能磨铣或钻穿第一部件206,并形成开口,该开口即为可形成分支井筒的窗口。
在一些实施例中,节段210、212由与制成第一部件206的一部分(或全部)的材料不同的材料制成。这些不同的材料可具有不同的热膨胀系数。例如,制成第一部件206的材料比制成节段210、212的材料的膨胀速率更快或膨胀量更多。螺纹部214和第一部件螺纹部216每个的圆形环和凹槽可配置成顾及到这种膨胀。在一些实施例中,配置第一部件螺纹部216的圆形环和螺纹部214的凹槽,使得在组件202接触到井筒的环境之前,在圆形环的一侧与凹槽的一侧之间存在一定量的空间。该空间允许第一部件螺纹部216膨胀,并允许第二部件208与第一部件206保持连接。
第一部件206的内表面可用能提高内表面的耐磨性的涂层材料涂覆。耐磨性的提高可防止在第一部件206接触井下工具时被其磨损。井下工具的例子包括钻杆、钻铤、钻头、扩眼器、稳定器、管道、封隔器、筛管和增产处理工具(stimulation tool)。涂层材料可抵抗旋转(以及被起下)通过由第一部件限定的内区的工具的磨损。然而,涂层材料可被磨铣和/或钻穿,以便在第一部件206中可形成窗口。可使用任何类型的涂层材料。涂层材料还可提高内壁的耐腐蚀性能。在一些实施例中,涂层材料在使用条件下是非导体材料。适当的涂层材料的例子包括:环氧酚醛树脂材料,如德州休斯敦的NationalOilwell Varco公司提供的Tube-铝管涂料TK-34AL;环氧和聚苯硫醚复合材料,如National Oilwell Varco公司提供的外管涂料;以及协同涂层材料,如新泽西州林登的General Magnaplate有限公司提供的Magnaplate
在一些实施例中,第一部件螺纹部216和/或第一部件206的外表面234涂有一种或多种耐腐蚀材料,如上述的涂层材料或不同的材料。例如,第一部件206可由铝制成,其可能更易遭受地下井筒环境中的一些类型的腐蚀,如淡水、化学物质、盐水液(例如,氯化钙、氯化钠、氯化钾、溴化钙、溴化钾及它们的组合)或其它中的腐蚀。在一些实施例中,第一部件206的内表面涂有更耐腐蚀的材料。此外,第一部件螺纹部216可由于接触螺纹部214(可为钢)而更易遭受电化腐蚀。第一部件206的全部或部分可涂有比铝更耐腐蚀的涂层材料。在一些实施例中,第一部件206的内壁涂有涂层材料以提高其耐磨性。适当的涂层材料的例子包括被确认为对内表面是适当的涂层材料的材料,并且还包括聚四氟乙烯,其已知的商标名称为特拉华州威尔明顿的杜邦公司提供的和伊利诺斯州芝加哥的SanChem有限公司提供的SafeGard Organic Anodize Seal。
在一些实施例中,第一部件螺纹部216涂有与外表面234所涂覆的涂层材料不同的涂层材料。在其它实施例中,涂层材料是相同类型的涂层材料。某些涂层材料可减少第一部件206的磨损、降低第一部件206的磨耗的影响、增加第一部件206的硬度并提高第一部件206的摩擦性能。
可采用任何适当的工艺来涂覆第一部件206。适当的涂覆工艺的例子包括软阳极化涂覆、阳极化的涂层、化学镀镍、硬阳极化的涂层、陶瓷涂层、碳化物珠(carbide beads)涂覆、塑料涂覆、热喷涂、纳米高速氧焰(HVOF)喷涂和金属涂层。还可使用牺牲阳极。在一些实施例中,还处理或涂覆螺纹部214以减少电化腐蚀和表面磨损。例如,螺纹部214上可镀铜以减少接触铝时的磨损。其它涂层的例子包括硫化钼(molydeum sulfide)和适当的聚合物。
图3描绘了根据本发明的第二实施例的组件302。组件302包括按与参考图2A-2C的实施例描绘和描述的连接类似的方式连接到第一部件306的第二部件304。组件302包括套筒308,套筒308布置在由连接到第一部件306的第二部件304限定的内区310中。套筒308被描绘为位于组件302的内圆周部分。根据各种实施例的套筒可具有任何适当的构造,包括环绕组件的整个内圆周部分的构造和不环绕组件的整个内圆周部分的构造。在一些实施例中,套筒308由易磨铣的材料制成,其能够帮助保护外套筒(例如铝制的外套筒)免于腐蚀和磨损,并且还可在轴向加载期间支撑外套筒。
套筒308也能为连接到第一部件306的第二部件304提供支撑,以防止受到例如破裂和/或坍塌压力的不利影响。在一些实施例中,第二部件304、第一部件306和套筒308提供在内区310与第二部件304和第一部件306之外的环境312之间的压力密封。套筒308可由任意适当的材料制成。适当的材料的例子包括玻璃纤维、碳纤维、纤维增强聚合物和低碳钢。
套筒308可通过任何适当的方式连接到第一部件306。适当方式的例子包括粘接剂、焊接、扣环和城堡形结构。套筒308也可通过任何适当的方式连接到第二部件304。套筒308连接到第二部件的适当方式的例子包括扣环或剪切螺钉、剪切销。套筒308可容易磨铣和/或钻穿,以在套筒308的壁上形成窗口,通过窗口能形成第一部件306上的开口,并且通过窗口能形成分支井筒。在其它实施例中,套筒308包括预磨铣的开口,铣刀或钻子能通过该开口。例如,开口可位于邻近第一部件306上能被磨铣的部分。
在组件302中的钻井设备旋转期间或其它操作期间,套筒308可提供耐磨性。在一些实施例中,套筒包括设置在套筒308的内表面和/或外表面上的一个或多个耐磨垫。这些耐磨垫可提供附加的耐磨性,并且这些耐磨垫可由诸如复合材料或碳化物之类的材料制成。
套筒308可包括配置为将扭矩从组件302的第一端316传递到组件302的第二端318的城堡形结构314。在其它实施例中,套筒308不包括城堡形结构314,或者虽包括城堡形结构314但不传递扭矩。
图4描绘根据本发明的第三实施例的组件402。组件402包括按与参考图2A-2C中的实施例描绘和描述的连接类似的方式连接到第一部件406的第二部件404。第一部件406包括三个元件:第一连接元件408、第二连接元件410和窗口元件412。第一连接元件408和第二连接元件410配置成按与图2A-2C中的连接类似的方式连接到部分的第二部件404。第一连接元件408可由与第二连接元件410相同或不同的材料制成。在一些实施例中,第一连接元件408和第二连接元件410由与制成第二部件404的材料相同的材料制成。
窗口元件412可由比制成第一连接元件408和第二连接元件410的材料更易磨铣和钻穿的材料制成。例如,制成窗口元件412的材料比制成第一连接元件408和第二连接元件410的材料的拉伸强度低。可制成窗口元件412的材料的例子包括纤维增强聚合物、碳纤维、玻璃纤维、对位芳纶合成纤维、碳化硅、铝或碳纳米管。可使用任何适当的连接机构将窗口元件412连接到第一连接元件408和第二连接元件410。适当的连接机构的例子包括焊接、铆钉、法兰、钎焊和经由粘合剂。
可在窗口元件412上形成开口(即窗口)。通过窗口可形成分支井筒。磨铣或钻穿较低拉伸强度的材料比磨铣或钻穿较高拉伸强度的材料(如制成第一连接元件408、第二连接元件410和第二部件404的材料)更容易,并且可产生更少的碎片。
在一些实施例中,组件402包括布置在由第二部件404和第一部件406限定的内区中的套筒,例如图3中的套筒308。在磨铣或钻窗口元件412之前,套筒可支撑第一部件406,包括窗口元件412。
根据本发明的一些实施例的组件包括螺纹连接的部件之间的一个或多个腔。这些腔可被密封并对部件施压。组件可包括通气构件,通气构件可均衡这些腔与这些部件以外的区域的压力,以降低压力。这些部件外的区域可包括由连接的部件所限定的内区和连接的部件之外的环境。
图5描绘了螺纹连接520的剖视图,其包括螺纹连接到第二部件506的第一部件504和通气构件508、510。第一部件504可由比制成第二部件506的材料强度低的材料制成。连接到第二部件506的第一部件504可在这些部件之间限定一个或多个腔(未示出)。通气构件508、510每个均能够使这些腔与第一部件504和第二部件506以外的区域512之间的压力均衡。在一些实施例中,通气构件508、510是端口,腔中的压力通过这些端口可与部件以外的压力均衡。
组件中的通气腔可增强螺纹连接的密封能力。使腔通气还可提高螺纹连接的抗破裂性和抗坍塌性,并防止腐蚀性流体接触螺纹,进而提高螺纹连接的耐腐蚀性。
图6描述了具有通气构件604的组件602的一部分,通气构件604包括布置在通气构件604中的压力补偿器606。压力补偿器606可降低腔608与组件602以外的区域之间的压差。压力补偿器606可包括配置成通过改变在压力补偿器中的位置而均衡压力的活塞610。在一些实施例中,可在活塞610下设置弹簧(未示出)。弹簧能够使活塞610保持在“向外(out)”位置上,直到外部压力增加到引起弹簧压缩的水平为止,从而导致较小的压差。
在其它实施例中,组件的通气构件可提供通道,环氧树脂或其它物质可通过该通道而穿过到达一个或多个腔。环氧树脂或其它物质可在腔中硬化以将腔与螺纹连接以外的区域隔离密封。
图7A-7D描绘了引入环氧树脂704来密封腔706的组件702。图7A示出了连接到用于引入环氧树脂704的管710的通气构件708和用于促进引入环氧树脂的通气管712。图7B描绘了环氧树脂704通过管710被引入通气构件708。通气构件708可提供使环氧树脂704穿过到达腔706所经的通道。如图7C所示,环氧树脂可填充腔706。如图7D所示,环氧树脂704可配置成在一定时间之后硬化,并将腔706与组件702以外的区域714隔离密封。可以在腔706填充环氧树脂704并然后硬化之后将其塞住,以此保持压力密封。环氧树脂704可以是能够粘合到表面上的任何适当的材料,并且在硬化后能具有足够的弹性以在部件经受热膨胀时保持密封。
如上所述,根据本发明的各实施例的密封构件可以是能与部件配合以提供在内区与部件之外的环境之间的密封的任何适当的结构。例如,图2C描绘了以诸如O型圈之类的环作为密封构件。图8和图9描绘了其它类型的密封构件。例如,图8描绘了在螺纹连接的部件806、808之间的凹槽802中的T形密封件804。T形密封件804的实施例可防止或消除其它密封机构可能遇到的螺旋或扭转失效。与T形密封件804一起可包括支承环810。T形密封件804的例子有俄亥俄州克里夫兰的Parker Hannifin公司提供的Parker的T形密封件。
图9描绘了作为密封构件的粘合密封件902、904。粘合密封件902、904每个均物理粘合到部件906或部件908。粘合密封件902、904每个均能够粘合到部件906、908之一的一面到三面上。
其它类型的密封构件包括能够模塑成适当形状的环形密封件,但需在部件上形成螺纹之前安装。在其它实施例中,拉伸环形密封件,以使环形密封件能够滑入到所需位置。
本发明的前述实施例描述(包括示意性实施例)仅为示意和描述的目的而给出,并不旨在包括一切或将本发明限制于所公开的确切形式。在不背离本发明范围的前提下,许多更改、改变和用途对于本领域技术人员将是显而易见的。
Claims (30)
1.一种能够布置在地下地层的井眼中的用于套管柱的组件,所述组件包括:
第一部件;
第二部件,其螺纹连接到所述第一部件以限定内区,所述第一部件构造成比所述第二部件更易磨铣,其中连接到所述第一部件的所述第二部件的外径等于所述套管柱的连接到所述第一部件和所述第二部件中的至少一者的那部分的外径;
内密封构件;以及
外密封构件,
其中所述内密封构件和所述外密封构件能够与所述第一部件和所述第二部件配合,以在所述内区与所述第一部件和所述第二部件之外的环境之间提供压力密封。
2.根据权利要求1所述的组件,其中所述第一部件包括第一部件凹槽,以及所述第二部件包括第二部件凹槽,
其中将所述内密封构件布置在所述第一部件凹槽中,以及所述外密封构件布置在所述第二部件凹槽中。
3.根据权利要求2所述的组件,其中所述内密封构件和所述外密封构件每个均包括如下中的至少一个:
环形密封件;
T形密封件;
粘合密封件;或
可注入的密封材料。
4.根据权利要求1所述的组件,其中所述内密封构件包括所述第一部件的一部分通过金属与金属的过盈配合连接到所述第二部件的一部分,以形成反抗内部压力的密封,
其中所述外密封构件包括所述第一部件的第二部分通过金属与金属的过盈配合连接到所述第二部件的第二部分,以形成反抗外部压力的密封。
5.根据权利要求1所述的组件,还包括:
套筒,其布置在所述内区中,以使所述套筒的至少一部分邻近所述第一部件的至少一部分,所述套筒能够降低所述组件的至少一部分的磨损或腐蚀两者中的至少之一。
6.根据权利要求5所述的组件,其中通过至少一种如下的方式将所述套筒连接到所述第一部件:
机械紧固件;
粘接剂;
焊接;
扣环;或
城堡形结构。
7.根据权利要求1所述的组件,其中所述第一部件由铝制成并且包括具有连接所述第二部件的螺纹的内壁,以及
其中用在所述螺纹连接到所述第二部件时能够存在于所述螺纹与所述第二部件之间的涂层材料涂覆所述螺纹,所述涂层材料是非导体。
8.根据权利要求1所述的组件,其中螺纹连接到所述第一部件的所述第二部件限定在所述第一部件与所述第二部件之间的至少一个腔,
其中所述组件还包括通气构件,所述通气构件与所述至少一个腔流体连通并与所述第一部件和所述第二部件外的区域流体连通。
9.根据权利要求1所述的组件,其中所述第一部件包括:
第一元件,其螺纹连接到所述第二部件;以及
第二元件,其能够在布置在所述井眼之后被磨铣,所述第二元件由包括至少一种如下材料的材料制成:
铝;
纤维增强聚合物;
碳纤维;
玻璃纤维;
对位芳纶合成纤维;
碳化硅;或
碳纳米管。
10.一种能够布置在地下地层的井眼中的套管柱的套管接头,所述套管接头包括:
第一部件;
第二部件,其螺纹连接到所述第一部件以限定在所述第一部件与所述第二部件之间的至少一个腔,所述第一部件构造成比所述第二部件更易磨铣,其中连接到所述第一部件的所述第二部件的外径等于所述套管柱的连接到所述第一部件和所述第二部件中的至少一者的那部分的外径;以及
通气构件,其与所述至少一个腔流体连通并且与螺纹连接到所述第一部件的所述第二部件之外的区域流体连通。
11.根据权利要求10所述的套管接头,其中将所述通气构件调适成均衡所述至少一个腔的压力与螺纹连接到所述第一部件的所述第二部件之外的区域的压力。
12.根据权利要求11所述的套管接头,其中所述通气构件包括压力补偿器,所述压力补偿器能够降低所述至少一个腔的压差。
13.根据权利要求10所述的套管接头,其中所述通气构件是用于使环氧树脂穿过到达所述至少一个腔的通道,其中将所述环氧树脂配置成将所述至少一个腔与螺纹连接到所述第一部件的所述第二部件以外的区域隔离密封。
14.根据权利要求10所述的套管接头,其中螺纹连接到所述第一部件的所述第二部件限定内区,所述套管接头还包括:
内密封构件,其布置在第一部件凹槽中;以及
外密封构件,其布置在第二部件凹槽中,
其中所述内密封构件和所述外密封构件能够与所述第一部件和所述第二部件配合,以在所述内区与螺纹连接到所述第一部件的所述第二部件之外的环境之间提供压力密封。
15.根据权利要求14所述的套管接头,其中所述内密封构件和所述外密封构件每个均包括如下中的至少一个:
环形密封件;
T形密封件;
粘合密封件;或
可注入的密封材料。
16.根据权利要求10所述的套管接头,其中所述第一部件由铝制成,并且包括具有连接所述第二部件的螺纹的内壁,
其中用在所述螺纹连接到所述第二部件时能够存在于所述螺纹与所述第二部件之间的涂层材料涂覆所述螺纹,所述涂层材料是非导体。
17.一种能够布置在地下地层的井眼中的用于套管柱的组件,所述组件包括:
第一部件,其由铝制成并且包括具有螺纹的内壁,所述螺纹用于连接第二部件,(i)以限定内区,(ii)以限定外径,(iii)并在所述内区与所述第一部件和所述第二部件外的环境之间提供压力密封,
所述外径等于所述套管柱的连接到所述第一部件和所述第二部件中的至少一者的那部分的外径,
其中用在所述螺纹连接到所述第二部件时能够存在于所述螺纹与所述第二部件之间的涂层材料涂覆所述螺纹,所述涂层材料构造为非导体。
18.根据权利要求17所述的组件,其中所述第一部件包括外壁,所述外壁具有布置在所述外壁的至少一部分上的第二涂层材料,所述第二涂层材料是至少一种比铝或非导体更耐腐蚀的材料。
19.根据权利要求18所述的组件,其中所述涂层材料与所述第二涂层材料是相同类型的材料。
20.根据权利要求17所述的组件,其中所述螺纹能够通过至少一种如下方式被所述涂层材料涂覆:
软阳极化涂覆;
化学镀镍;
阳极化的涂层;或
热喷涂。
21.根据权利要求17所述的组件,其中所述涂层材料包括如下中的至少一种:
聚四氟乙烯;
塑料;
陶瓷;
非导体材料;或
金属。
22.根据权利要求17所述的组件,还包括:
所述第二部件,其连接到所述第一部件,所述第一部件构造成比所述第二部件更易磨铣;
内密封构件,其布置在第一部件凹槽中;以及
外密封构件,其布置在第二部件凹槽中,
其中所述内密封构件和所述外密封构件能够与所述第一部件和所述第二部件配合,以在所述内区与所述第一部件和所述第二部件外的环境之间提供密封。
23.根据权利要求17所述的组件,其中连接所述第一部件的所述第二部件限定在所述第一部件与所述第二部件之间的至少一个腔,
其中所述组件还包括通气构件,所述通气构件能够与所述至少一个腔流体连通并与所述第一部件和所述第二部件外的区域流体连通。
24.一种能够布置在地下地层的井眼中的套管柱,所述套管柱包括:
多个钢接头;以及
铝接头,其连接到所述多个钢接头的一个钢接头,所述铝接头包括内壁,连接到所述钢接头的铝接头的外径等于所述套管柱的连接到所述铝接头和所述钢接头中的至少一者的那部分的外径,
其中用涂层材料涂覆所述内壁的至少一部分以提高所述内壁的耐磨性。
25.根据权利要求24所述的套管柱,其中所述涂层材料包括如下中的至少一种:
环氧酚醛树脂材料;
环氧和聚苯硫醚复合材料;或
协同涂层材料。
26.根据权利要求24所述的套管柱,其中以至少一种如下方式涂覆所述内壁:
软阳极化涂覆;
化学镀镍;
硬阳极化的涂层;
阳极化的涂层;或
纳米高速氧焰喷涂;
热喷涂。
27.根据权利要求24所述的套管柱,其中所述铝接头螺纹连接到所述钢接头以限定内区,所述套管柱还包括:
内密封构件,其布置在铝接头凹槽中;
外密封构件,其布置在钢接头凹槽中,
其中所述内密封构件和所述外密封构件能够与所述铝接头和所述钢接头配合,以在所述内区与所述铝接头和所述钢接头外的环境之间提供压力密封。
28.根据权利要求24所述的套管柱,其中所述铝接头包括外壁,所述外壁的至少一部分涂有第二涂层材料,以提高所述外壁的耐磨性并提高所述外壁的耐腐蚀性。
29.根据权利要求28所述的套管柱,其中所述第二涂层材料与所述涂层材料是相同类型的材料。
30.根据权利要求24所述的套管柱,其中所述涂层材料能够提高所述内壁的耐腐蚀性。
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US12/789,822 | 2010-05-28 | ||
US12/789,822 US9234613B2 (en) | 2010-05-28 | 2010-05-28 | Well assembly coupling |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN102261226A CN102261226A (zh) | 2011-11-30 |
CN102261226B true CN102261226B (zh) | 2015-08-19 |
Family
ID=44279112
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN201110139098.5A Expired - Fee Related CN102261226B (zh) | 2010-05-28 | 2011-05-23 | 井组件连接 |
Country Status (7)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US9234613B2 (zh) |
EP (1) | EP2390459A3 (zh) |
CN (1) | CN102261226B (zh) |
AU (1) | AU2011202160B2 (zh) |
BR (1) | BRPI1102623B1 (zh) |
CA (1) | CA2740330C (zh) |
SG (2) | SG176410A1 (zh) |
Families Citing this family (11)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US9488027B2 (en) | 2012-02-10 | 2016-11-08 | Baker Hughes Incorporated | Fiber reinforced polymer matrix nanocomposite downhole member |
US8727022B2 (en) * | 2012-06-19 | 2014-05-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Systems and methods of supporting a multilateral window |
US10648297B2 (en) * | 2012-07-30 | 2020-05-12 | Weatherford/Lamb, Inc. | Expandable liner |
US9097068B2 (en) | 2012-12-19 | 2015-08-04 | Baker Hughes Incorporated | Pressure compensation device for thread connections |
US8899318B1 (en) | 2014-04-24 | 2014-12-02 | Ronald C. Parsons | Applying an aggregate to expandable tubular |
RU2655137C1 (ru) * | 2014-06-16 | 2018-05-23 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Узел соединения обсадных труб |
WO2016040863A1 (en) * | 2014-09-12 | 2016-03-17 | Riggs David C | Dynamic riser mechanical connector |
JP6531478B2 (ja) * | 2015-04-14 | 2019-06-19 | 日本製鉄株式会社 | 金属管管端部の旋削加工方法及び金属管の製造方法 |
US10233714B2 (en) * | 2015-12-10 | 2019-03-19 | Cameron International Corporation | Rotating hanger and running tool |
CN106246149A (zh) * | 2016-09-12 | 2016-12-21 | 胜利油田新大管业科技发展有限责任公司 | 一种玻璃钢分层注水井下管 |
EP3622209B1 (en) * | 2017-05-12 | 2023-12-20 | Hydril Company | Curvilinear sealing system |
Family Cites Families (62)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
DE1171682B (de) | 1961-05-30 | 1964-06-04 | Ultra Kunststoffverarbeitung G | Aus mehreren Lagen eines bandfoermigen Materials gewickelter, mit einer Kunststoff-Folie ausgekleideter Rohrkoerper |
US4024724A (en) | 1972-05-25 | 1977-05-24 | Deep Oil Technology, Inc. | Means and method for making a flowline connection to a subsea connector means |
US3980106A (en) | 1973-08-13 | 1976-09-14 | Mcdonnell Douglas Corporation | Fluid containing structure |
US4078832A (en) * | 1976-12-21 | 1978-03-14 | Hydrotech International, Inc. | Pipe coupling with improved seal means |
US4384737A (en) * | 1980-04-25 | 1983-05-24 | Republic Steel Corporation | Threaded joint for well casing and tubing |
ATE24748T1 (de) * | 1982-11-15 | 1987-01-15 | Quanex Corp | Rohrverbindung. |
US4735444A (en) * | 1987-04-07 | 1988-04-05 | Claud T. Skipper | Pipe coupling for well casing |
US4890675A (en) | 1989-03-08 | 1990-01-02 | Dew Edward G | Horizontal drilling through casing window |
US5174340A (en) * | 1990-12-26 | 1992-12-29 | Shell Oil Company | Apparatus for preventing casing damage due to formation compaction |
US5163512A (en) * | 1991-08-28 | 1992-11-17 | Shell Oil Company | Multi-zone open hole completion |
FR2692315B1 (fr) | 1992-06-12 | 1994-09-02 | Inst Francais Du Petrole | Système et méthode de forage et d'équipement d'un puits latéral, application à l'exploitation de gisement pétrolier. |
US5297640A (en) | 1992-10-29 | 1994-03-29 | Tom Jones | Drill collar for use in horizontal drilling |
CA2148498A1 (en) * | 1992-11-13 | 1994-05-26 | Michael Roy Chambers | Corrosion resistant connection for use with tubular members |
US5462120A (en) | 1993-01-04 | 1995-10-31 | S-Cal Research Corp. | Downhole equipment, tools and assembly procedures for the drilling, tie-in and completion of vertical cased oil wells connected to liner-equipped multiple drainholes |
US5322135A (en) | 1993-07-23 | 1994-06-21 | Meridian Oil, Inc. | Open hole coring method |
US6202752B1 (en) | 1993-09-10 | 2001-03-20 | Weatherford/Lamb, Inc. | Wellbore milling methods |
US6070665A (en) | 1996-05-02 | 2000-06-06 | Weatherford/Lamb, Inc. | Wellbore milling |
US5887655A (en) | 1993-09-10 | 1999-03-30 | Weatherford/Lamb, Inc | Wellbore milling and drilling |
US5564503A (en) | 1994-08-26 | 1996-10-15 | Halliburton Company | Methods and systems for subterranean multilateral well drilling and completion |
US5579829A (en) | 1995-06-29 | 1996-12-03 | Baroid Technology, Inc. | Keyless latch for orienting and anchoring downhole tools |
US5615740A (en) | 1995-06-29 | 1997-04-01 | Baroid Technology, Inc. | Internal pressure sleeve for use with easily drillable exit ports |
US5749605A (en) * | 1996-03-18 | 1998-05-12 | Protechnics International, Inc. | Electrically insulative threaded connection |
US6547006B1 (en) | 1996-05-02 | 2003-04-15 | Weatherford/Lamb, Inc. | Wellbore liner system |
US5810401A (en) * | 1996-05-07 | 1998-09-22 | Frank's Casing Crew And Rental Tools, Inc. | Threaded tool joint with dual mating shoulders |
NO311905B1 (no) | 1996-08-13 | 2002-02-11 | Baker Hughes Inc | Fôringsrörsegment, samt fremgangsmåte for å danne et vindu i et fôringsrörsegment |
US5944108A (en) | 1996-08-29 | 1999-08-31 | Baker Hughes Incorporated | Method for multi-lateral completion and cementing the juncture with lateral wellbores |
AU4330397A (en) | 1996-08-30 | 1998-03-19 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for sealing a junction on a multilateral well |
US6012527A (en) | 1996-10-01 | 2000-01-11 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for drilling and re-entering multiple lateral branched in a well |
US5906400A (en) * | 1997-05-12 | 1999-05-25 | John Gandy Corporation | Galvanic corrosion protection system |
US6065209A (en) | 1997-05-23 | 2000-05-23 | S-Cal Research Corp. | Method of fabrication, tooling and installation of downhole sealed casing connectors for drilling and completion of multi-lateral wells |
US6213228B1 (en) | 1997-08-08 | 2001-04-10 | Dresser Industries Inc. | Roller cone drill bit with improved pressure compensation |
US6283208B1 (en) | 1997-09-05 | 2001-09-04 | Schlumberger Technology Corp. | Orienting tool and method |
US6073697A (en) | 1998-03-24 | 2000-06-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Lateral wellbore junction having displaceable casing blocking member |
CA2235865C (en) * | 1998-04-23 | 2004-05-25 | Dresser Industries, Inc. | High torque pressure sleeve for easily drillable casing exit ports |
US6209644B1 (en) | 1999-03-29 | 2001-04-03 | Weatherford Lamb, Inc. | Assembly and method for forming a seal in a junction of a multilateral well bore |
CA2276222C (en) * | 1999-06-23 | 2002-09-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | High pressure internal sleeve for use with easily drillable exit ports |
US6409175B1 (en) | 1999-07-13 | 2002-06-25 | Grant Prideco, Inc. | Expandable joint connector |
US6533040B2 (en) | 1999-12-03 | 2003-03-18 | Michael Gondouin | Multi-function apparatus for adding a branch well sealed liner and connector to an existing cased well at low cost |
US6419026B1 (en) | 1999-12-08 | 2002-07-16 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for completing a wellbore |
US6374924B2 (en) | 2000-02-18 | 2002-04-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole drilling apparatus |
US7011151B2 (en) | 2000-05-22 | 2006-03-14 | Smith International, Inc. | Sealed lateral wellbore junction |
US6789621B2 (en) | 2000-08-03 | 2004-09-14 | Schlumberger Technology Corporation | Intelligent well system and method |
US6695056B2 (en) | 2000-09-11 | 2004-02-24 | Weatherford/Lamb, Inc. | System for forming a window and drilling a sidetrack wellbore |
US6536525B1 (en) | 2000-09-11 | 2003-03-25 | Weatherford/Lamb, Inc. | Methods and apparatus for forming a lateral wellbore |
DE60124216T8 (de) | 2000-09-29 | 2007-05-31 | Yamashita Rubber K.K. | Dünnwandiger gummischlauch und verfahren zu seiner herstellung |
US6811189B1 (en) | 2000-10-04 | 2004-11-02 | Grant Prideco, L.P. | Corrosion seal for threaded connections |
US6752211B2 (en) | 2000-11-10 | 2004-06-22 | Smith International, Inc. | Method and apparatus for multilateral junction |
US6868909B2 (en) | 2001-06-26 | 2005-03-22 | Baker Hughes Incorporated | Drillable junction joint and method of use |
ES2334658T3 (es) * | 2002-05-31 | 2010-03-15 | Sumitomo Metal Industries, Ltd. | Union de rosca para conducto de acero. |
US6848504B2 (en) | 2002-07-26 | 2005-02-01 | Charles G. Brunet | Apparatus and method to complete a multilateral junction |
US6913082B2 (en) | 2003-02-28 | 2005-07-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Reduced debris milled multilateral window |
US7213652B2 (en) | 2004-01-29 | 2007-05-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sealed branch wellbore transition joint |
US7225875B2 (en) | 2004-02-06 | 2007-06-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multi-layered wellbore junction |
US7487840B2 (en) * | 2004-11-12 | 2009-02-10 | Wear Sox, L.P. | Wear resistant layer for downhole well equipment |
US7588056B2 (en) | 2005-03-14 | 2009-09-15 | Ansul Canada Limited | Methods and systems for enhanced fluid transport |
CA2610369A1 (en) | 2005-04-21 | 2006-11-02 | Baker Hughes Incorporated | Lateral control system |
US20090045974A1 (en) | 2007-08-14 | 2009-02-19 | Schlumberger Technology Corporation | Short Hop Wireless Telemetry for Completion Systems |
US20090255687A1 (en) | 2008-04-10 | 2009-10-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sealing Between Alignable Windows for Lateral Wellbore Drilling |
WO2009136287A1 (en) | 2008-05-04 | 2009-11-12 | Aquatic Company | Aluminum riser assembly |
US7726401B2 (en) | 2008-05-21 | 2010-06-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Casing exit joint with easily milled, low density barrier |
US7703524B2 (en) | 2008-05-21 | 2010-04-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cutting windows for lateral wellbore drilling |
US20100051269A1 (en) | 2008-08-29 | 2010-03-04 | Welldynamics, Inc. | Bypass of damaged lines in subterranean wells |
-
2010
- 2010-05-28 US US12/789,822 patent/US9234613B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2011
- 2011-05-10 AU AU2011202160A patent/AU2011202160B2/en not_active Ceased
- 2011-05-12 CA CA2740330A patent/CA2740330C/en active Active
- 2011-05-23 CN CN201110139098.5A patent/CN102261226B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2011-05-25 EP EP11167548.4A patent/EP2390459A3/en not_active Withdrawn
- 2011-05-26 BR BRPI1102623-5A patent/BRPI1102623B1/pt not_active IP Right Cessation
- 2011-05-27 SG SG2011038791A patent/SG176410A1/en unknown
- 2011-05-27 SG SG10201504221TA patent/SG10201504221TA/en unknown
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
BRPI1102623A2 (pt) | 2012-11-06 |
CA2740330A1 (en) | 2011-11-28 |
SG176410A1 (en) | 2011-12-29 |
EP2390459A2 (en) | 2011-11-30 |
AU2011202160B2 (en) | 2015-04-16 |
SG10201504221TA (en) | 2015-07-30 |
BRPI1102623B1 (pt) | 2020-06-16 |
US20110290476A1 (en) | 2011-12-01 |
US9234613B2 (en) | 2016-01-12 |
CA2740330C (en) | 2016-03-22 |
CN102261226A (zh) | 2011-11-30 |
EP2390459A3 (en) | 2016-07-20 |
AU2011202160A1 (en) | 2011-12-15 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN102261226B (zh) | 井组件连接 | |
US6863130B2 (en) | Multi-layer deformable composite construction for use in a subterranean well | |
EP2423430B1 (en) | Downhole apparatus and method | |
NO317065B1 (no) | Anordninger og fremgangsmater ved komplettering av en bronnboring | |
US7726401B2 (en) | Casing exit joint with easily milled, low density barrier | |
CN104271874A (zh) | 用于对封装管状构件的环空进行密封的方法和系统 | |
US9657530B2 (en) | Casing joint assembly | |
NO335423B1 (no) | Fremgangsmåte for tetting av et ringformet rom i et borehull | |
US9976358B2 (en) | Torque transmission joint with shape-memory alloy cladding for a bottom-hole assembly | |
US9637983B2 (en) | Casing connection | |
US8371368B2 (en) | Well assembly with a millable member in an opening | |
US20150361746A1 (en) | Two phase mud flow usage with dual-string drilling system | |
US11530582B2 (en) | Casing strings and related methods of deployment in horizontal wells | |
AU2015415124A1 (en) | Multi-segmented plug | |
CA2759606C (en) | Rotatable and bendable casing connection | |
CA2914103C (en) | Mud motor with integrated abrasion-resistant structure | |
WO2022204306A1 (en) | Pressure-dampening casing to reduce stress load on cement sheath | |
AU2011236112B2 (en) | Casing exit joint with easily milled, low density barrier | |
Tallin et al. | A Fitness for Purpose Assessment of the Use of a Modified Expandable Casing Patch as Barrier Against H2S Exposure | |
Bybee | Drillstring Technology for World-Class Extended-Reach Drilling | |
Iravani et al. | Drill Pipe Connection Technology Enables Saudi Aramco & Precision Drilling to Deliver the Longest Horizontal Well in Saudi Arabia |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
C06 | Publication | ||
PB01 | Publication | ||
C10 | Entry into substantive examination | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
C14 | Grant of patent or utility model | ||
GR01 | Patent grant | ||
CF01 | Termination of patent right due to non-payment of annual fee | ||
CF01 | Termination of patent right due to non-payment of annual fee |
Granted publication date: 20150819 Termination date: 20210523 |