EA003240B1 - Способ уплотнения кольцевого пространства, скважина и труба - Google Patents
Способ уплотнения кольцевого пространства, скважина и труба Download PDFInfo
- Publication number
- EA003240B1 EA003240B1 EA200101060A EA200101060A EA003240B1 EA 003240 B1 EA003240 B1 EA 003240B1 EA 200101060 A EA200101060 A EA 200101060A EA 200101060 A EA200101060 A EA 200101060A EA 003240 B1 EA003240 B1 EA 003240B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- pipe
- tubular
- elastomer
- expansion
- expandable
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 105
- 238000007789 sealing Methods 0.000 title claims abstract description 31
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract description 46
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 claims abstract description 37
- 239000000806 elastomer Substances 0.000 claims abstract description 32
- 229920001187 thermosetting polymer Polymers 0.000 claims abstract description 24
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 22
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 16
- 239000012815 thermoplastic material Substances 0.000 claims abstract description 12
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 9
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 9
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 9
- 239000012190 activator Substances 0.000 claims abstract description 8
- 238000000576 coating method Methods 0.000 claims abstract description 8
- 229920001169 thermoplastic Polymers 0.000 claims abstract description 8
- 229920002725 thermoplastic elastomer Polymers 0.000 claims abstract description 8
- 239000004416 thermosoftening plastic Substances 0.000 claims abstract description 8
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims abstract description 7
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 6
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims abstract description 6
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 6
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 6
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 claims abstract description 5
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims abstract description 5
- 230000005611 electricity Effects 0.000 claims abstract description 3
- 229920002379 silicone rubber Polymers 0.000 claims abstract description 3
- 239000004945 silicone rubber Substances 0.000 claims abstract description 3
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 7
- 230000009172 bursting Effects 0.000 claims description 5
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 4
- 239000007787 solid Substances 0.000 abstract description 12
- 239000002666 chemical blowing agent Substances 0.000 abstract 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 abstract 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 21
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 10
- 238000005056 compaction Methods 0.000 description 10
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 8
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 6
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 6
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 6
- 239000005060 rubber Substances 0.000 description 5
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- QUDWYFHPNIMBFC-UHFFFAOYSA-N bis(prop-2-enyl) benzene-1,2-dicarboxylate Chemical class C=CCOC(=O)C1=CC=CC=C1C(=O)OCC=C QUDWYFHPNIMBFC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 4
- 238000007747 plating Methods 0.000 description 4
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 4
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 4
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 4
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 3
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 3
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 3
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 3
- 229920001973 fluoroelastomer Polymers 0.000 description 3
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 3
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 3
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 3
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 3
- 229920000728 polyester Polymers 0.000 description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 3
- KAKZBPTYRLMSJV-UHFFFAOYSA-N Butadiene Chemical compound C=CC=C KAKZBPTYRLMSJV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004641 Diallyl-phthalate Substances 0.000 description 2
- WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N Formaldehyde Chemical class O=C WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000011398 Portland cement Substances 0.000 description 2
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 description 2
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 2
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 2
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 2
- 239000004643 cyanate ester Substances 0.000 description 2
- 150000001913 cyanates Chemical class 0.000 description 2
- 239000013013 elastic material Substances 0.000 description 2
- 239000003822 epoxy resin Substances 0.000 description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 2
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 2
- 235000019256 formaldehyde Nutrition 0.000 description 2
- IVJISJACKSSFGE-UHFFFAOYSA-N formaldehyde;1,3,5-triazine-2,4,6-triamine Chemical compound O=C.NC1=NC(N)=NC(N)=N1 IVJISJACKSSFGE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000006870 function Effects 0.000 description 2
- LNEPOXFFQSENCJ-UHFFFAOYSA-N haloperidol Chemical compound C1CC(O)(C=2C=CC(Cl)=CC=2)CCN1CCCC(=O)C1=CC=C(F)C=C1 LNEPOXFFQSENCJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 238000010297 mechanical methods and process Methods 0.000 description 2
- 230000005226 mechanical processes and functions Effects 0.000 description 2
- 238000002844 melting Methods 0.000 description 2
- 230000008018 melting Effects 0.000 description 2
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- BASFCYQUMIYNBI-UHFFFAOYSA-N platinum Chemical compound [Pt] BASFCYQUMIYNBI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920003192 poly(bis maleimide) Polymers 0.000 description 2
- 229920000647 polyepoxide Polymers 0.000 description 2
- ODGAOXROABLFNM-UHFFFAOYSA-N polynoxylin Chemical compound O=C.NC(N)=O ODGAOXROABLFNM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 2
- 229920001567 vinyl ester resin Polymers 0.000 description 2
- 238000004073 vulcanization Methods 0.000 description 2
- 241000726103 Atta Species 0.000 description 1
- 239000004593 Epoxy Substances 0.000 description 1
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical compound C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005977 Ethylene Substances 0.000 description 1
- OOFLZRMKTMLSMH-UHFFFAOYSA-N H4atta Chemical compound OC(=O)CN(CC(O)=O)CC1=CC=CC(C=2N=C(C=C(C=2)C=2C3=CC=CC=C3C=C3C=CC=CC3=2)C=2N=C(CN(CC(O)=O)CC(O)=O)C=CC=2)=N1 OOFLZRMKTMLSMH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 244000043261 Hevea brasiliensis Species 0.000 description 1
- 241000243251 Hydra Species 0.000 description 1
- 229920000459 Nitrile rubber Polymers 0.000 description 1
- 239000004677 Nylon Substances 0.000 description 1
- 239000004642 Polyimide Substances 0.000 description 1
- 239000004793 Polystyrene Substances 0.000 description 1
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- XTXRWKRVRITETP-UHFFFAOYSA-N Vinyl acetate Chemical compound CC(=O)OC=C XTXRWKRVRITETP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 230000002776 aggregation Effects 0.000 description 1
- 238000004220 aggregation Methods 0.000 description 1
- 150000004645 aluminates Chemical class 0.000 description 1
- 229920006125 amorphous polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000011324 bead Substances 0.000 description 1
- 238000005452 bending Methods 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 238000013329 compounding Methods 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 description 1
- 239000002178 crystalline material Substances 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 238000013016 damping Methods 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 150000001993 dienes Chemical class 0.000 description 1
- 238000007599 discharging Methods 0.000 description 1
- KPUWHANPEXNPJT-UHFFFAOYSA-N disiloxane Chemical class [SiH3]O[SiH3] KPUWHANPEXNPJT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 239000013536 elastomeric material Substances 0.000 description 1
- HQQADJVZYDDRJT-UHFFFAOYSA-N ethene;prop-1-ene Chemical group C=C.CC=C HQQADJVZYDDRJT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000002170 ethers Chemical class 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 239000003292 glue Substances 0.000 description 1
- 230000017525 heat dissipation Effects 0.000 description 1
- 229920001519 homopolymer Polymers 0.000 description 1
- 239000012943 hotmelt Substances 0.000 description 1
- 239000011396 hydraulic cement Substances 0.000 description 1
- 238000007654 immersion Methods 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 1
- 230000001788 irregular Effects 0.000 description 1
- QRXWMOHMRWLFEY-UHFFFAOYSA-N isoniazide Chemical compound NNC(=O)C1=CC=NC=C1 QRXWMOHMRWLFEY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920003049 isoprene rubber Polymers 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 239000011806 microball Substances 0.000 description 1
- 239000004005 microsphere Substances 0.000 description 1
- 229920003052 natural elastomer Polymers 0.000 description 1
- 229920001194 natural rubber Polymers 0.000 description 1
- 229920001778 nylon Polymers 0.000 description 1
- 239000003973 paint Substances 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 239000011505 plaster Substances 0.000 description 1
- 229910052697 platinum Inorganic materials 0.000 description 1
- 229920002857 polybutadiene Polymers 0.000 description 1
- 229920000570 polyether Polymers 0.000 description 1
- 229920001721 polyimide Polymers 0.000 description 1
- 229920000098 polyolefin Polymers 0.000 description 1
- 229920001296 polysiloxane Polymers 0.000 description 1
- 229920002223 polystyrene Polymers 0.000 description 1
- 239000004800 polyvinyl chloride Substances 0.000 description 1
- QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N propylene Natural products CC=C QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000004805 propylene group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([*:1])C([H])([H])[*:2] 0.000 description 1
- 230000003014 reinforcing effect Effects 0.000 description 1
- 239000002893 slag Substances 0.000 description 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 238000007711 solidification Methods 0.000 description 1
- 230000008023 solidification Effects 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- -1 vinylsiloxane Chemical class 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- 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
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
- E21B33/14—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like for cementing casings into boreholes
-
- 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
- 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
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Sealing Material Composition (AREA)
- Lining Or Joining Of Plastics Or The Like (AREA)
- Laminated Bodies (AREA)
- Pipe Accessories (AREA)
- Shaping Of Tube Ends By Bending Or Straightening (AREA)
Abstract
Предложен способ уплотнения кольцевого пространства между двумя сплошными трубами или между сплошной трубой и стволом скважины, заключающийся в том, что применяют термореактивный или термопластичный материал при формировании уплотнения между, по меньшей мере, частью внешней поверхностью внутренней трубы и, по меньшей мере, частью внутренней поверхности другой трубы или ствола скважины, при этом уплотнение формируют путем расширения внутренней трубы.
Description
Настоящее изобретение относится к способу уплотнения кольцевого пространства между трубами или между трубой или стволом скважины.
Обычно, чтобы достичь уплотнения между трубой и стволом скважины, в кольцевом пространстве (зазоре между обсадной колонной и породой и/или пластом) проводят операцию цементирования (или заливки жидкого цементного раствора). Этой обработке обычно предшествует первичное цементирование. Основными особенностями первичного цементирования являются изоляция потока между разными резервуарами, противодействие внешним и внутренним давлениям, воздействующим на скважину, за счет армирования конструкции и предотвращения коррозии стальных обсадных труб под действием химически агрессивных текучих сред.
Некачественное цементирование может привести к миграции текучих сред резервуаров, приводящей даже к миграции газов через микрокольца в скважине, что не только уменьшает эффективность затрат на скважину, но и может вызвать выброс, приводящий к значительному повреждению. Хотя ремонтные работы (вторичное цементирование) и возможны (они, в сущности, представляют собой нагнетание большего количества цемента в трещины и микрокольца), эти работы дороги и не всегда приводят к желаемым результатам. Один из основных недостатков применения традиционных цементирующих материалов, таких как цемент класса 6 (например, ОПЦ, т.е. обычный портландцемент), заключается в том, что такие материалы не могут обеспечить газонепроницаемое уплотнение из-за присущей им усадки. Усадка обычно составляет 4-6% объема, что вызывает миграцию газа через микрокольца, создаваемые в результате усадки.
В одном из известных технических решений было предложено применять смесь суспензии гидравлического цемента и каучукового компонента, чтобы улучшить обычные уплотняющие свойства обычных цементирующих материалов. Однако собственные свойства обычного цементирующего материала попрежнему играют роль при таких способах уплотнения.
Цементирование также можно проводить между двумя трубами, например, чтобы закрепить трубу, подвергшуюся коррозии или повреждению, или для повышения прочности уплотненной трубы.
Способ, известный в нефтяной промышленности как расширение буровых труб, обычно применявшийся для завершения не заполненного трубами участка скважины в подземном пласте, имеет одной из своих особенностей то, что он сужает зазор между внешней поверхностью трубы и обсадной колонны и/или породой и/или пластом, к которому она обращена. Однако не предусматривается и на практике невозможно обеспечение даже незначительного уплотняющего эффекта во время такой операции расширения.
В описании к европейскому патенту № 643794 предложен способ расширения обсадной колонны у стенки ствола подземной скважины, при котором обсадную трубу изготавливают из податливого материала, предпочтительно способного к пластической деформации величиной, по меньшей мере, до 25% одноосной деформации, причем эту обсадную колонну можно расширять в расширяющей оправке, которую прокачивают или проталкивают через обсадную колонну. И в этом случае не предусматривается и на практике невозможно обеспечение даже незначительного уплотняющего эффекта во время такой операции расширения.
В данной области техники также известно, что трубы можно снабжать покрытиями (называемыми также плакировками), которые обычно наносят, чтобы увеличить сопротивление труб негативному воздействию буровых текучих сред и других циркулирующих материалов (например, трещинообразующих агентов или агрессивных буровых соленых вод). И опять, такие условия не предназначены для получения какого-либо улучшения в отношении уплотнения.
Недавно в публикации XVО 99/02818 патентной заявки была предложена система труб, опускаемых в скважину, в сущности, основанная на применении пропазованного тела трубы, расширяемого в радиальном направлении, несущего деформируемый материал на своей наружной поверхности и уплотняющий элемент внутри тела трубы для сцепления с внутренней поверхностью упомянутого тела. Конкретно указано, что, конечно, не должно быть контакта эластомера с породой в местах пазов, чтобы таким образом не прерывался приток нефти.
Следовательно, систему, описанную в публикации νθ 99/02818, приходится считать системой, которая обеспечивает течение текущей среды в определенных местах (предусмотренных ввиду наличия пазов), а не в каких-либо других местах, что достигается совокупностью трех элементов: применения расширяемой трубы, наличия деформируемого материала на внешней поверхности тела трубы и применения уплотняющего элемента внутри расширяемого пропазованного тела трубы.
В описании публикации νθ 99/02818 нет ссылок на применение расширяемых сплошных труб.
В недавно изданной публикации νθ 99/06670 международной патентной заявки говорится о способе создания зональной изоляции между внешним и внутренним пространствами не заполненного обсадной колонной участка системы подземной скважины, причем этот участок расположен рядом с участком скважины, в котором обсадная колонна имеется. Зональная изоляция достигается путем ввода расширяемой трубы через имеющуюся обсадную колонну скважины в участок, не заполненный обсадной колонной, например боковое ответвление, системы подземной скважины и последующего расширения расширяемой трубы таким образом, что один ее конец прижимается к стенке участка системы скважины, не заполненного обсадной колонной, а внешняя поверхность другого конца прижимается к внутренней поверхности скважины, создавая тем самым промежуточное соединение, способное обеспечить сдвиговую связь и гидравлическое уплотнение между упомянутыми окружающими поверхностями. Можно вставлять прокладочный материал между окружающими поверхностями перед расширением трубы.
Должно быть очевидно, что способ, предложенный в публикации XVО 99/06670 международной патентной заявки, имеет своей целью, в частности, получение готовых труб, которые имеют довольно ровную поверхность, а образующиеся при этом гидравлические уплотнения полезны ввиду концентричности окружающих поверхностей.
В настоящее время признано, что в более жестких условиях, в частности, когда трубы или труба и ствол скважины менее концентричны друг относительно друга, а также могут иметь изменяющиеся радиальные размеры, невозможно обеспечить адекватные уплотнения путем непосредственного расширения вперед, даже с применением прокладки. Даже те системы, которые сначала были уплотнены ввиду концентричного или, по существу, концентричного расположения труб или трубы и скважины, ухудшатся со временем из-за множества обстоятельств, таких как коррозия, силы смещения и т.п. Это означает, что существует потребность в создании уплотнительной системы, которая может работать в реальных условиях и предпочтительно на более значительных расстояниях. Помимо этого, такая система должна быть сконструирована с возможностью выполнения ее уплотняющих функций в течение длительного периода времени, когда условия, как сказано выше, могут изменяться.
Найден способ, который обеспечивает формирование уплотнений хорошего качества за счет признака расширения, присущего расширяемой трубе, для обеспечения уплотнения на основе термореактивного или термопластичного материала.
Следовательно, настоящее изобретение относится к способу уплотнения кольцевого пространства между двумя сплошными трубами или между сплошной трубой и стволом скважины, заключающемуся в том, что применяют термореактивный или термопластичный материал при формировании уплотнения между, по меньшей мере, частью внешней поверхности трубы и, по меньшей мере, частью внутренней поверхности другой трубы или ствола скважины, причем уплотнение формируют путем расширения внутренней трубы.
Термореактивные и термопластичные материалы, применяемые для формирования уплотнения между трубами или между трубой и стволом скважины для достижения цели этого изобретения, характеризуются как аморфные полимерные материалы, которые находятся в стеклообразном или высокоэластичном состоянии. Агрегатное состояние аморфных полимерных материалов можно охарактеризовать в общем случае применительно к температуре с помощью их жесткости, поскольку жесткость является наиболее важным параметром в связи с различиями в агрегации.
Жесткость - это сила, необходимая для получения некоторой деформации. Принимая некоторое значение силы на единицу поверхности поперечного сечения (натяжения 5) и выражая деформацию (е) как функцию исходной длины (1) в виде е=А1/1, получаем, что жесткость является дисперсией этих двух составляющих, а также может быть представлена через модуль упругости и выражена в виде Е=5/е. Для каждого полимерного материала можно построить график зависимости между 1од Е (ось у) и температурой (ось х), изображающий три области и соответствующие точки фазового перехода. Эти три области являются областями стекловидного состояния (наинизшая температура, наивысший Е), высокоэластичного состояния (пониженный Е и повышенная температура) и жидкого состояния (наинизший Е и наивысшая температура). Точки фазового перехода обычно называют точкой (Тд) фазового перехода в стекловидное состояние и точкой (Тт) фазового перехода в расплавленное состояние.
Материалы, применение которых для формирования уплотнений в рамках объема притязаний настоящего изобретения можно предусмотреть, являются стеклообразными и/или высокоэластичными перед расширением, и можно добиться их хорошей работы, когда они полностью или в значительной степени поддерживаются в состоянии, соответствующем их природе. Возможно, что из-за температурного режима, а также проявляющегося влияния сил трения во время расширения часть стеклообразного материала или весь такой материал перейдет в его высокоэластичное состояние. Для некоторых материалов это даже может быть преимуществом с точки зрения уплотнения, так как модуль упругости высокоэластичных материалов может в быть 100-1000 раз меньше, чем у того же материала в стеклообразном состоянии.
До некоторого уровня аморфные полимерные материалы могут обладать некоторой степенью кристалличности. Влияние кристаллического материала на стеклообразные материалы, в частности на их механические свойства, явля ется малым, а на высокоэластичные материалы более значительным, поскольку такие материалы задерживают фазовый переход в высокоэластичное состояние.
Также возможно применение битумсодержащих полимерных материалов для обеспечения уплотнений в соответствии с настоящим изобретением. Поставляемые промышленностью битумсодержащие материалы можно с выгодой применять в качестве уплотняемых материалов.
Примерами аморфных полимеров, которые можно применять при осуществлении способа в соответствии с настоящим изобретением, являются бутадиеновый и изопреновый каучук, которые находятся в высокоэластичном состоянии при температуре окружающей среды, причем такое состояние будет еще более заметным, чем в случае, если бы они были вулканизированы. Представителями материалов, стеклообразных при температуре окружающей среды, являются такие материалы, как поливинилхлорид (ПВХ) или полистирол. Также могут представлять интерес сополимеры высокоэластичных и стеклообразных материалов; их свойства будут определяться, главным образом, относительным вкладом соответствующих гомополимеров.
Уже известно, что материалы, применяемые при формировании уплотнений, удобно представлять в виде плакировок на внешней поверхности (внутренней) трубы, подлежащей расширению. Толщина такого покрытия будет весьма зависимой от типа материала, использование которого предусматривается, уплотняемого кольцевого пространства и прикладываемого механического напряжения расширения. Можно с удобством наносить покрытия в диапазоне 0,02-10 см. Хорошие результаты получены в малом диапазоне толщины покрытий, составляющем 0,05-2 см.
Плакировки могут быть нанесены на всю внешнюю поверхность трубы, подлежащей расширению, или на часть этой поверхности, а также могут содержать выступы или выемки, в частности, когда кольцевое пространство нужно уплотнить в различных зонах вдоль длины трубы.
Уплотнение достигается тогда, когда как осевое, так и радиальное течение по существу или полностью предотвращено. Дополнительное преимущество способа уплотнения в соответствии с настоящим изобретением заключается в том, что в случае уплотнения между трубой и обсадной колонной начальная скорость смятия системы почти или даже полностью восстанавливается. Известные уплотнительные приспособления (ограниченной длины) обладают лишь минимальной допустимой способностью сохранять скорость смятия на начальном уровне, безотносительно того факта, что эти уплотнительные приспособления можно применять с успехом только тогда, когда предусмотрены лишь минимальные допустимые механические напряжения (такие, как при отсечке заполненных водой участков горизонтальных скважин).
Настоящее изобретение содержит ряд альтернативных решений, которыми можно пользоваться в зависимости от типа учитываемого подземного пласта и действительно требуемой или предпочтительной степени уплотнения.
В принципе, можно создать непрерывное уплотнение между внешней поверхностью трубы и внутренней поверхностью другой трубы или ствола скважины в соответствующем случае (т. е. предусмотреть уплотнение всей внешней поверхности трубы), но зачастую достаточно или предпочтительно создать уплотнения только в некоторых частях всей (внутри скважины) внешней поверхности трубы, что приводит к зональной изоляции. Когда в контексте данного описания употребляется выражение по меньшей мере, часть внешней поверхности, оно относится как к полной, так и к зональной изоляции (если не указано другое).
Обнаружено, что способ, соответствующий настоящему изобретению, обеспечивает формирование уплотнений на увеличенных расстояниях, например свыше 15 м, а в частности более 25 м, и пригоден для еще больших расстояний, которые могут достигать сотен метров. Возможны и меньшие расстояния, но данный способ предназначен конкретно для уплотнения на больших расстояниях. Следует отметить, что обычные уплотнители (пакеры) имеют максимальные длины около 13 м (около 40 футов). Можно также обеспечить горизонтальную изоляцию для некоторых областей обрабатываемой трубы, или обеспечить уплотнения, которые чередуются с неуплотненными областями.
В первом конкретном варианте способа, соответствующего настоящему изобретению, который, в частности, предпочтителен для обеспечения уплотнений, когда речь идет о стволах скважин, имеющих круглое поперечное сечение (иногда именуемое сечением в форме орудийного ствола), уплотнение формируют путем введения расширяемой трубы, по меньшей мере, частично плакированной термореактивным или термопластичным материалом, в ствол скважины с последующим расширением трубы.
Для этого типа удобно использовать обычные эластомеры. Например, для применения в диапазонах температур от низких до умеренных чрезвычайно удобны нитрильные каучуки. Для более критичных применений можно использовать фторэластомеры для облегченных режимов работы (например, νίΤΟΝ (νίΤΟΝ - это торговая марка)). В исключительно тяжелых условиях можно применять фторэластомеры специального назначения. Примерами подходящих фторэластомеров являются, например, материалы под названиями АТТА 8 или ΚΑΤΚΕΖ (АЕЬА8 и ΚΑΤΚΕΖ - это торговые марки). Другими примерами материалов, которые подходят для применения в способе уплотнения кольцевого пространства в соответствии с настоящим изобретением, являются силиконы и фторсиликоны.
Покрытия из эластомерных материалов можно наносить на применяемые трубы способами, известными в данной области техники и не поясняемыми здесь подробно, такими как обычные способы компаундирования, например применяемые при изготовлении электрических кабелей.
Сжимаемость эластомерных материалов, предполагаемых к применению, можно повысить за счет внедрения в них так называемых структур с закрытыми ячейками, в частности, когда предполагается применение в ходе операций на небольших глубинах, или расширяемых податливых микропузырьков. Такие, в сущности, полые микросферы действуют подобно микрошарикам, которые обеспечивают дополнительную сжимаемость эластомера во время процесса расширения и компенсируют объемные изменения из-за частичного восстановления формы трубы после процесса расширения. Примеры подходящих материалов включают в себя ЕХРАХСЕ1.1. и М1СКО8РНЕКЕ ЕЕ (ΕΧΡΑΝСЕББ и М1СКО8РНЕКЕ ЕЕ - это торговые марки). Их нанесение, в частности, удобно, когда проводят уплотнение кольцевого пространства между трубами при низком давлении.
Во втором конкретном варианте осуществления способа в соответствии с настоящим изобретением, который обладает конкретным преимуществом в случае стволов скважин, имеющих, по существу, эллиптическую форму, но без протяженных щелей или других габаритных изменений диаметра, эластомерное уплотнение формируют путем введения расширяемой трубы, плакированной, по меньшей мере частично, термопластичным эластомером, в ствол скважины с последующим расширением трубы.
Очевидно, что в таких ситуациях вместо обычного термореактивного эластомера (форму которого, по существу, нельзя изменить после вулканизации расплавлением) нужно применять термопластичный эластомер. Этот способ предпочтительно реализуют с подводом тепла к скважине во время процесса расширения. В этих ситуациях можно также применять стеклообразные материалы.
Термопластичные эластомеры, которые подходят для применения в этом конкретном варианте осуществления, включают в себя смеси вулканизованного тройного этиленпропиленового каучука с диеновым сомономером (ТЭПКДС) и пропилена, такие как 8АКБ1М< (8ΑΚΕΙΝΚ - это торговая марка) или простые эфиры простых полиэфиров и сложные эфиры простых полиэфиров, такие как, например, АКМТЕБ (АКМТЕБ - это торговая марка).
Нагрев скважины перед процессом расширения и/или во время этого процесса можно осуществить любым удобным способом нагрева. Примеры таких способов включают в себя применение горячей жидкости, предпочтительно циркулирующей горячей жидкости, которую можно повторно нагревать известными способами, подвод тепла, вырабатываемого посредством подходящей химической реакции (подходящих химических реакций), или подвод электричества для генерирования тепла в подземном пласте. Результат подвода тепла будет заключаться в том, что термопластичный эластомер, находящийся в полутвердом состоянии или преобразуемый в это состояние, будет иметь больше возможностей для заполнения большего количества неправильных поперечных сечений ствола скважины, а также для достижения значительно большей степени заполнения.
И в этом случае можно увеличить сжимаемость термопластичных эластомеров, предполагаемых к применению, путем использования расширяемых, податливых микропузырьков в качестве наполнителей при условии, что их оболочки остаются, по существу, неповрежденными во время стадии расплавления термопластичных эластомеров, применяемых в процессе расширения. Можно с выгодой применить микрошарики с оболочкой из найлона.
В третьем конкретном варианте осуществления способа в соответствии с изобретением, который обладает конкретным преимуществом в случае так называемых участков открытой скважины, т. е. в случае, когда участки, в которых труба размещена, являются в значительной степени не сплошными (и которые иногда называют участками с большими щелями и/или обрушающимися участками), эластомерный материал формируют путем ввода эластомерной системы, вулканизуемой на месте, в ствол скважины, а затем эластомер подвергают расширению на трубе, находящейся в стволе скважины. Можно также использовать материалы, которые чаще всего находятся в стеклообразном состоянии, такие как частично насыщенные сложные полиэфиры (например, подходящие сложные виниловые эфиры), эпоксидные смолы, сложные эфиры диаллилфталата (подходящие материалы включают в себя те, которые называют полимерами на основе диаллилфталата (ПОДАФ) (орто-смолой) и полимерами на основе диаллилизофтолата (ПОДАИФ) (метасмолой), формальдегиды аминотипа (такие, как формальдегидмочевина и формальдегидмеламин), сложные эфиры цианатов и термореактивные полиимиды (такие, как бисмалеимиды) и любые другие термореактивные сложные эфиры.
В предпочтительном конкретном варианте осуществления применяют двухкомпонентную систему, вулканизуемую на месте, для получения подходящего уплотнения. Существует ряд путей получения предусматриваемого уплотнения.
В первом режиме предусматривается заполнение полости кольцевого пространства двухкомпонентной (жидкой) системой, и обеспечение погружения трубы (снабженной обратным клапаном) в двухкомпонентную систему, и обеспечение затвердевания этой системы после осуществления процесса расширения трубы.
Во втором режиме предусматривается осуществление процесса расширения трубы перед затвердеванием двухкомпонентной системы. Система расширения трубы реализуется в этой ситуации в так называемом перевернутом режиме, в результате чего вынуждается нагнетание еще не затвердевшего эластомерного раствора в микрокольца для создания каучуковой прокладки.
Подходящими материалами для этого режима работы, в котором используется эластомерная система, вулканизуемая на месте, являются так называемые двухкомпонентные силиконовые каучуки, вулканизуемые при комнатной температуре (ВКТ), которые пригодны для применения при повышенных температурах и давлениях, часто имеющих место в нефтяных и/или газовых скважинах. В этом контексте можно упомянуть материалы, поставляемые в промышленных масштабах фирмой Бо\у Согшпд и имеющие обозначения 3-4225, 3-4230, 3-4231, 34232 и 4-4234. Считается, что применение этих материалов выгодно ввиду так называемых дополнительных свойств отверждения. Также возможно выгодное применение эластомерных компаундов на основе эпоксидных компаундов, таких как семейство продуктов №ЕББ8ЕЛБ (ХУЕБЕБЕЛБ - это торговая марка), поставляемых в промышленных масштабах компанией 8Ье11.
Что касается конкретных характеристик вышеупомянутых классов компаундов, то их можно найти в Епдшеетеб Ма1епак НапбЬоок, Бекк БбШоп. 2-й выпуск (1988), Ι8ΒΝ 0-87170283-5, сс. 251-281.
И в этом случае можно приложить предварительное механическое напряжение к получаемой эластомерной прокладке, надувая ее либо за счет введенного в ее состав химического надувающего агента, такого как ΟΕΝΙΤΘΚ. (ΟΕΝΙΤΘΚ. - это торговая марка), либо путем использования податливых микропузырьков, содержащих летучую жидкость, такую как ЕХРАХСЕББ БИ (Е.ХРАХСЕББ БИ - это торговая марка). Для применения также подходят наполнители, которые больше разбухают из-за фазового перехода из твердого состояния в твердое или из твердого состояния в жидкое при повышенной температуре.
Одним из преимуществ способа, соответствующего изобретению, является то, что можно применять трубу, намотанную на барабан или наматываемую на барабан, что дает важные преимущества, между прочим, и с точки зрения материально-технического обеспечения. Как указано выше, очень полезно применять расширяемые трубы, наматываемые на барабан или намотанные на барабан, снабженные плакировкой либо по всей внешней поверхности применяемой трубы, либо на конкретных частях внешней поверхности, когда трубу приходится использовать для зональной изоляции, уже на стадии изготовления.
Также возможно, а фактически предпочтительно, применять трубу, наматываемую на барабан или намотанную на барабан, уже содержащую в подходящей плакировке электрические кабели и/или гидравлические магистрали, которые можно использовать для обеспечения дистанционного измерения параметров и/или управления процессами, осуществление которых предусматривается, когда трубу применяют в надлежащем режиме добычи. В режиме вулканизации на месте можно обеспечить наличие (бронированных) кабелей и/или магистралей, прикрепляемых к внешней поверхности трубы, наматываемой на барабан или намотанной на барабан, чтобы обеспечить работу средств телеметрии и/или управления.
Способ, соответствующий настоящему изобретению, можно с удобством применять при ремонте или замене поврежденных или изношенных трубных секций, в частности труб. Обычный способ заключается в том, что меняют часть трубы или всю трубу, вставляя в нее внутреннюю трубу и обеспечивая уплотнение согласно способу, соответствующему настоящему изобретению, путем расширения внутренней трубы и тем самым обеспечивая уплотнение, в котором используют вышеописанный термореактивный или термопластичный материал (вышеописанные термореактивные или термопластичные материалы) для образования уплотнения ввиду расширения внутренней трубы.
Расширение трубы, которое необходимо при получении вышеописанного эластомерного уплотнения, можно проводить каким-либо удобным способом, известным в данной области техники. Между прочим, здесь можно сослаться на публикацию №О 97/03489 патентной заявки, в которой описано расширение трубы, в частности трубы, изготовленной из стали некоторой марки, которая подвергается упрочнению деформацией в результате процесса расширения.
Процесс расширения, в сущности, направлен на продвижение через трубу (иногда именуемую пластырем) расширяющей оправки, которая сужается в направлении, в котором она перемещается через трубу, и имеет наибольший диаметр, который больше внутреннего диаметра трубы. Очевидно, что за счет перемещения оправки через трубу диаметр этой трубы увеличится. Это можно сделать, проталкивая расширяющую оправку вниз через трубу или, что удобнее, протягивая вверх через трубу расширяющую оправку, которая сужается кверху.
Для удобства расширяющая оправка содержит расширяющий участок, который имеет коническую керамическую внешнюю поверхность, и уплотнительный участок, который находится на таком расстоянии от расширяющего участка, что, когда оправку прокачивают через трубу, уплотнительный участок вступает в контакт с пластично расширенной частью трубы. Также можно применять оправку, содержащую нагревательное средство, чтобы облегчить процесс расширения.
Применение керамической конической поверхности уменьшает силы трения во время процесса расширения, а за счет наличия уплотнительного участка, который контактирует с расширенной трубой, можно избежать ситуации, в которой гидравлические силы привели бы к избыточному расширению трубы. В таких случаях расширяющая оправка предпочтительно должна содержать выпускной канал для выпуска любых текучих сред, присутствующих в стволе скважины и трубах над расширяющей оправкой, на поверхность.
В общем случае выгодно применять оправки, имеющие полуугол при вершине между 15 и 30°, чтобы предотвратить как избыточные силы трения (при меньших углах), так и нежелательное рассеяние тепла и перерывы в продвижении устройства вперед (при больших углах). Для некоторых использований, в частности в случае концевого уплотнения, может оказаться полезным применение оправок, имеющих полууглы конуса между 10 и 15°. Малые углы конуса предпочтительны для расширения гладких (заподлицо) механических соединений, поскольку при этом смягчается влияние пластичного изгиба и тем самым гарантируется, что расширенное соединение будет гладким изнутри.
Неотъемлемым признаком процесса расширения посредством продвижения оправки является то, что внутренний диаметр расширенной трубы в общем случае больше максимального внешнего диаметра оправки. Эту избыточную деформацию называют избыточным расширением. Избыточное расширения можно увеличить, придавая оправке параболическую или эллиптическую форму и тем самым увеличивая первоначальный угол раскрытия конуса до максимума в 50° с одновременным поддержанием среднего полуугла при вершине между 15 и 30°. Избыточное расширение можно увеличить примерно в 5 раз. Фактически это позволяет увеличить давление на поверхности раздела между расширенной трубой и каучуковым уплотняющим элементом и увеличивает несущую способность уплотнения кольцевого пространства.
Трубу можно расширить так, что внешний диаметр расширенной трубы будет немного меньше внутреннего диаметра ствола скважины или любой обсадной колонны, находящейся в скважине, а любые текучие среды, присутст вующие в стволе скважины и трубе над расширяющей оправкой, будут перемещаться вдоль оси вверх через кольцевое пространство, которое по-прежнему существует над только что созданным уплотнением или создается за счет расширяющего воздействия оправки, когда ее проталкивают вверх через трубу.
Изобретение также относится к скважине, снабженной трубой, которая уплотнена способом, соответствующим настоящему изобретению. В таком случае труба может служить эксплуатационной трубой, по которой углеводородная текучая среда транспортируется на поверхность и через которую, в одном варианте исполнения, пропускают служебную и/или заглушающую магистраль (трубу), предпочтительно наматываемую на барабан, по меньшей мере, на существенной части длины эксплуатационной трубы, обеспечивая перекачивание буровой текучей среды вниз к дну скважины, при этом углеводородную текучую среду добывают через окружающую эксплуатационную трубу.
Как обсуждалось выше, способ, соответствующий настоящему изобретению, полезен, в частности, для уплотнения кольцевого пространства между двумя сплошными трубами или между сплошной трубой и стволом скважины, когда, по меньшей мере, одна из труб, или труба, или ствол скважины могут быть на практике менее концентричными, а также, возможно, имеют изменяющиеся радиальные размеры, так что операция непосредственного уплотнения, основанная на достижении сдвиговой связи и гидравлического уплотнения, больше не пригодна даже тогда, когда применяют прокладочный материал, описанный в публикации XVО 99/06670 международной патентной заявки.
Технические характеристики труб, трубопроводов и обсадных колонн обычно приводятся с их технологическими допусками. Здесь можно сослаться на публикации Американского нефтяного института, находящегося по адресу 1220 Ь 81гее1, ЫогЁЬтеек! ναδΠίη^ΐοη Э.С., 20005, а именно 8ресгДсабоп £ог Ьше Ире (ΑΡΙ 8рес1ПсаПоп 5Ь, 41-е издание, 1 апреля 1995г.) и 8рес1Дсайоп £ог Саыпд апб ТиЫпд (ΑΡΙ 8ресЖса1юп 5СТ, 5-е издание, 1 апреля 1995г.). Большинство допусков обычно заданы на уровне не более 1% от допустимого диаметра. Способ, соответствующий настоящему изобретению, можно применять, когда предусмотрены материалы (только труб или труб и обсадных колонн), которые отклоняются на 50% или более от нормального допуска, заданного изготовителем. Должно быть ясно, что в полевых условиях будут часто происходить более значительные отклонения и что способ, соответствующий настоящему изобретению, становится еще более экономически значимым, когда отклонения увеличиваются. Отклонения более чем на 200%, или более чем на 500%, или даже более чем на 1000% задан ных исходных допусков будут происходить часто и приведут к необходимости применения уплотнений в соответствии со способом согласно настоящему изобретению.
Теперь изобретение будет проиллюстрировано посредством нижеследующих неограничительных примеров.
Пример 1.
Использовали контрольную ячейку, имеющую длину 30 см и снабженную расширяемой трубой диаметром 2,54 см (1 дюйм) (перед расширением), в кольцевом пространстве диаметром 3,81 см (1,5 дюйма). Расширяемая труба была плакирована покрытием 8ΑΚΤΙΝΚ (8ΑΚΤΙΝΚ - это торговая марка), имевшим толщину 2 мм. Расширение осуществляли, проталкивая оправку через расширяемую трубу при температуре окружающей среды. Прочность уплотнения проверяли путем увеличения давления до величины, при которой происходила утечка. Полученное уплотнение кольцевого пространства смогло выдержать давление величиной 3 МПа (30 бар) при температуре окружающей среды. Это значит, что можно достичь разности удельных давлений примерно до 10 МПа/м (100 бар/м).
Пример 2.
Повторяли испытание, описанное в примере 1, но теперь с использованием расширяемой трубы, на которую было нанесено покрытие толщиной 1,5 мм из материала, представлявшего собой смесь сополимера этилена и винилацетата (СЭВА) с полиолефином, известную как термоплавкий клей Непке1. Расширение осуществляли, проталкивая оправку через расширяемую трубу при температуре расширения, составлявшей 150°С. После охлаждения прочность уплотнения проверяли путем увеличения давления до величины, при которой происходила утечка. Полученное уплотнение кольцевого пространства смогло выдержать давление величиной 8 МПа (80 бар) при температуре окружающей среды. Это значит, что можно достичь разности удельных давлений примерно до 25 МПа/м (250 бар/м).
Пример 3.
Проводили более крупномасштабный эксперимент с использованием бесшовной трубы, имевшей длину 80 см, наружный диаметр 9,16 см (4 дюйма) и толщину стенки 5,7 мм, а в качестве обсадной колонны использовали бесшовную трубу, имевшую длину 80 см, наружный диаметр 13,33 см (5,25 дюйма) и толщину стенки 7,2 мм. Внешний диаметр конуса оправки составлял 10,60 см. 4 области внешней поверхности трубы были плакированы натуральным каучуком, имеющим толщину (в нерастянутом состоянии) 1 мм и ширину (в нерастянутом состоянии) 10 мм. Усилие, прикладывавшееся к конусу, составляло 29 т. При испытании на давление уплотнение выдержало полезное давление воздуха, составлявшее 0,7 МПа (7 бар).
Поскольку на возможности уплотнения могло оказать негативное влияние присутствие слоев краски на внешней поверхности трубы, эксперимент повторили, используя аналогичную трубу, но подвергнутую сначала машинной очистке, которая вызвала удаление 0,5 мм исходной толщины стенки и привела к получению нового диаметра величиной 10,10 см. После той же самой процедуры расширения не было обнаружено утечек при полезном давлении воздуха, составлявшем 0,7 МПа (7 бар). Когда подвергли уплотнение испытанию на давление азота, то за 15 мин воздействия давления азота величиной 10 МПа (100 бар) не было обнаружено никаких утечек.
В четвертом конкретном варианте осуществления способа, соответствующего настоящему изобретению, который обладает конкретным преимуществом в случае так называемых участков открытой скважины, т.е. в случае, когда участки, в которых труба размещена, являются в значительной степени не сплошными (и которые иногда называют участками с большими щелями и/или обрушающимися участками), можно также применять особый вариант уплотнительного элемента из термопластичного или термореактивного эластомера, в который внедрены металлические или стеклянные емкости, содержащие химический раствор.
Типовые конструкции упомянутого четвертого конкретного варианта осуществления приведены на чертежах, где на фиг. 1 условно изображена частично расширенная труба, вокруг которой расположена пара термопластичных или термореактивных гильз, в которые внедрен ряд тангенциальных разрывающихся емкостей, разрыв которых является результатом расширения трубы, на фиг. 2 условно изображена частично расширенная труба, вокруг которой расположена пара термопластичных или термореактивных гильз, в которые внедрен ряд ориентированных в осевом направлении разрывающихся емкостей, разрыв которых является результатом расширения трубы, и на фиг. 3 представлен вид сверху узла трубы, показанного на фиг. 2.
Фиг. 1 показывает, что во время процесса расширения металлической основной трубы 1 будут происходить два одновременных процесса: 1) эластомерный термореактивный или термопластичный уплотняющий элемент 2, имеющий кольцеобразные ребра 5, будет прижиматься к стенке 3 ствола скважины с возможностью обеспечения уплотнения при условии, что скважина должна быть предпочтительно круглой и иметь явно выраженный диаметр (как описано в первом конкретном варианте осуществления), и 2) в результате процесса расширения одновременно будет происходить разрыв разрывающихся емкостей, образованных рядом тангенциальных трубок 4, внедренных в уплотняющий элемент и содержащих химический раствор, и выпуск их содержимого в пробуренную скважину или буровую текучую среду, присутствующую в кольцевом пространстве 6 между стенкой 3 ствола скважины и расширенной трубой 1.
Особый признак этого конкретного варианта осуществления заключается в том, что химический раствор является особым активатором, который реагирует с застойной текучей средой (имеющей латентные гидравлические свойства), превращая ее в твердое вещество.
Примерами таких систем являются буровые растворы для процессов цементационного преобразования (например, такие, как описанные в публикациях \О 94/09249, \О 94/09250, \\Ό 94/09252, \\Ό 94/19574, \\Ό 99/23046 и \\Ό 99/33763 международных патентных заявок).
Другие системы (на основе портландцемента, алюминатного цемента и доменного шлака), которые тоже можно было бы использовать, это те системы, которые охарактеризованы, например, В1 8егу1сек как сохраняемые цементирующие системы, описанные в публикации \ О 95/19942 международной патентной заявки, причем эти системы обычно приходится также активировать (т. е. заставить затвердевать) путем добавки химического активатора.
Применимы также системы двухкомпонентных смол, такие как частично насыщенные сложные полиэфиры (например, подходящие сложные виниловые эфиры), сложные эфиры диаллилфталата (подходящие материалы включают в себя те, которые называют полимерами на основе диаллилфталата (ПОДАФ) (ортосмолой) и полимерами на основе диаллилизофтолата (ПОДАИФ) (мета-смолой), сложные эфиры цианатов и любые другие термореактивные сложные эфиры, формальдегиды аминотипа (такие, как формальдегидмочевина и формальдегидмеламин) и термореактивные полиимиды (такие, как бисмалеимиды) и эпоксидные смолы. Как правило, трубки 4 содержат активирующий агент (сшивающий агент), тогда как жидкость для закачивания скважин, которая наполняет кольцевое пространство 6 между металлической трубой 1 и стенкой 3 ствола скважины, должна содержать другой реагент двухкомпонентной системы.
В альтернативном варианте кольцевое пространство 6 между металлической трубой 1 и стенкой 3 ствола скважины содержит вулканизуемые на месте двухкомпонентные силоксановые и фторсилоксановые системы, например такие, как продукт ИС-4230, который поставляется на рынок фирмой Όο\ν Согшпд Сотрапу, Мидленд, США и который обычно может вступать в реакцию при добавке катализатора (например, винилсилоксана платины) для вынуждения превращения латентного эластомера, присутствующего в скважине, в твердую массу каучукового уплотнения.
Вышеупомянутые химические системы приведены лишь в качестве примеров объединения механических операций формирования прокладок с процессами химического отверждения. Как таковые, гидравлически латентные буровые жидкости или жидкости для закачивания скважин будут превращаться в сплошные газонепроницаемые перегородки. Эти перегородки являются непосредственным результатом механического процесса расширения трубы, который вызывает выброс активатора из емкостей, ориентированных в осевом или радиальном направлении, внедренных в эластомерные уплотняющие элементы, и поэтому непосредственно связаны с механическим процессом расширения трубы.
Обращаясь теперь к фиг. 2, отмечаем, что здесь изображена расширяемая труба 10, верхняя часть 10А которой не расширена, а нижняя часть 10В расширена.
Верхняя часть 10А трубы окружена эластомерным термореактивным или термопластичным элементом 11А, в который внедрен ряд ориентированных в осевом направлении разрывающихся емкостей 12А. Нижняя часть 10В трубы расширена и окружена другим термореактивным или термопластичным элементом 11В, в который внедрен ряд ориентированных в осевом направлении разрывающихся емкостей 12В, которые смялись в результате процесса расширения настолько, что химический активатор 14 высвободился в кольцевое пространство 13 между трубой и пластом. Это кольцевое пространство 13 заполнено жидким цементом или другим химическим составом 15, который затвердевает в результате реакции с активатором
14. Если реакция является экзотермической, а уплотнительный элемент 11В содержит термореактивный материал, то этот уплотнительный элемент 11В также затвердеет, так что в кольцевом пространстве 13 между трубой и пластом образуется устойчивое, непроницаемое для текучих сред уплотнение, причем это уплотнение приобретает непроницаемость только после расширения трубы 10, и при этом не требуется устанавливать трубу и проводить процесс расширения в пределах предварительно определенного периода времени, что обычно имеет место, когда применяют обычные процедуры цементирования.
Claims (26)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ уплотнения кольцевого пространства между двумя сплошными трубами или между сплошной трубой и стволом скважины, заключающийся в том, что применяют термореактивный или термопластичный материал при формировании уплотнения между, по меньшей мере, частью внешней поверхности внутренней трубы и, по меньшей мере, частью внутренней поверхности другой трубы или ствола скважины, при этом уплотнение формируют путем расширения внутренней трубы, отличающийся тем, что внутреннюю трубу перед ее расширением выполняют, по существу, с поперечным сечением, имеющим круглую форму.
- 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что уплотнение формируют путем введения расширяемой трубы, по меньшей мере, частично плакированной эластомером, в ствол скважины с последующим расширением этой трубы.
- 3. Способ по п.1, отличающийся тем, что уплотнение формируют путем введения расширяемой трубы, по меньшей мере, частично плакированной эластомером, в другую трубу с последующим расширением упомянутой расширяемой трубы.
- 4. Способ по любому из пп.2 или 3, отличающийся тем, что применяют эластомер, содержащий структуру с закрытыми ячейками.
- 5. Способ по любому одному или нескольким из пп.2-4, отличающийся тем, что применяют эластомер, также содержащий расширяемые податливые микропузырьки.
- 6. Способ по п.1, отличающийся тем, что эластомерное уплотнение формируют путем введения расширяемой трубы, по меньшей мере, частично плакированной термопластичным эластомером, в ствол скважины или в другую трубу с последующим расширением расширяемой трубы.
- 7. Способ по п.6, отличающийся тем, что, по меньшей мере, часть ствола скважины или другой трубы нагревают перед расширением трубы и/или во время такого расширения.
- 8. Способ по п.7, отличающийся тем, что нагрев обеспечивают посредством горячей жидкости, химической реакции или с помощью электричества.
- 9. Способ по любому одному или нескольким из пп.6-8, отличающийся тем, что применяют эластомер, также содержащий расширяемые податливые микропузырьки.
- 10. Способ по п.1, отличающийся тем, что эластомерное уплотнение формируют путем помещения вулканизуемого на месте эластомера в ствол скважины или в другую трубу с последующим расширением расширяемой трубы.
- 11. Способ по п.10, отличающийся тем, что для формирования уплотнения применяют двухкомпонентный эластомер, вулканизуемый при комнатной температуре.
- 12. Способ по любому из пп.10 или 11, отличающийся тем, что отверждение эластомера осуществляют перед расширением трубы.
- 13. Способ по любому из пп.10 или 11, отличающийся тем, что отверждение эластомера осуществляют после расширения трубы.
- 14. Способ по любому одному или нескольким из пп.10-13, отличающийся тем, что применяют силиконовый каучук, вулканизуемый при комнатной температуре.
- 15. Способ по любому одному или нескольким из пп.10-14, отличающийся тем, что применяют эластомер, также содержащий химический надуваемый агент и/или расширенные податливые микропузырьки.
- 16. Способ по любому одному или нескольким из предыдущих пунктов, отличающийся тем, что применяют трубы, намотанные на барабан.
- 17. Способ по п.16, отличающийся тем, что применяют трубу, намотанную на барабан и, по меньшей мере, частично покрытую эластомером.
- 18. Способ по п.17, отличающийся тем, что в эластомерном покрытии присутствуют электрические кабели и/или гидравлические магистрали.
- 19. Способ по любому одному или нескольким из пп.1-18, отличающийся тем, что, по меньшей мере, участок расширяемой трубы окружают гильзой, содержащей термопластичный или термореактивный материал, в который внедрен ряд разрывающихся емкостей, которые содержат химический активатор, который выпускается в кольцевое пространство, окружающее расширяемую трубу, и который реагирует с цементом или другим химическим составом и/или гильзой таким образом, что химический состав и/или гильза затвердевает в ответ на расширение трубы.
- 20. Способ по п.19, отличающийся тем, что применяют оправку, имеющую форму усеченного конуса, параболическую или эллиптическую форму.
- 21. Способ по любому из пп.19 или 20, отличающийся тем, что применяют нагретую оправку.
- 22. Способ по любому одному или нескольким из пп.1-21, отличающийся тем, что формируют уплотнение между трубами или между трубой и стволом скважины, когда отклонение от допуска трубы, заданного изготовителем, составляет, по меньшей мере, 50% заданного допуска.
- 23. Способ по п.22, отличающийся тем, что отклонение допуска составляет, по меньшей мере, 200% заданного допуска.
- 24. Способ по п.23, отличающийся тем, что отклонение допуска составляет, по меньшей мере, 1000% заданного допуска.
- 25. Скважина, снабженная трубой, уплотненной способом по любому одному или нескольким из предыдущим пунктов, причем труба служит в качестве эксплуатационной трубы, по которой углеводородная текучая среда транспортируется на поверхность и по которой, в варианте исполнения, проходит служебная или заглушающая магистраль, по меньшей мере, на значительной части длины трубы, и по этой магистрали буровую жидкость можно перекачивать к дну ствола скважины во время подачи углеводородной текучей среды по окружающей эксплуатационной трубе.
- 26. Труба, снабженная внутренней трубой, уплотненной с упомянутой трубой способом по любому одному или нескольким из пп.1-24,Фиг. 1 причем внутренняя труба служит в качестве транспортного средства для транспортируемых текучих сред.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
EP99302800 | 1999-04-09 | ||
PCT/EP2000/003039 WO2000061914A1 (en) | 1999-04-09 | 2000-04-05 | Method for annular sealing |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
EA200101060A1 EA200101060A1 (ru) | 2002-02-28 |
EA003240B1 true EA003240B1 (ru) | 2003-02-27 |
Family
ID=8241322
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
EA200101060A EA003240B1 (ru) | 1999-04-09 | 2000-04-05 | Способ уплотнения кольцевого пространства, скважина и труба |
Country Status (17)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US6431282B1 (ru) |
EP (1) | EP1169548B1 (ru) |
CN (1) | CN1346422A (ru) |
AU (1) | AU756966B2 (ru) |
BR (1) | BR0009654A (ru) |
CA (1) | CA2368885C (ru) |
DE (1) | DE60013420T2 (ru) |
DK (1) | DK1169548T3 (ru) |
EA (1) | EA003240B1 (ru) |
GC (1) | GC0000129A (ru) |
ID (1) | ID30263A (ru) |
MX (1) | MXPA01010126A (ru) |
NO (1) | NO331961B1 (ru) |
NZ (1) | NZ514561A (ru) |
OA (1) | OA11859A (ru) |
TR (1) | TR200102848T2 (ru) |
WO (1) | WO2000061914A1 (ru) |
Families Citing this family (138)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6857486B2 (en) | 2001-08-19 | 2005-02-22 | Smart Drilling And Completion, Inc. | High power umbilicals for subterranean electric drilling machines and remotely operated vehicles |
US6135208A (en) | 1998-05-28 | 2000-10-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Expandable wellbore junction |
US9586699B1 (en) | 1999-08-16 | 2017-03-07 | Smart Drilling And Completion, Inc. | Methods and apparatus for monitoring and fixing holes in composite aircraft |
GB9920936D0 (en) * | 1999-09-06 | 1999-11-10 | E2 Tech Ltd | Apparatus for and a method of anchoring an expandable conduit |
US6384389B1 (en) * | 2000-03-30 | 2002-05-07 | Tesla Industries Inc. | Eutectic metal sealing method and apparatus for oil and gas wells |
US6828531B2 (en) | 2000-03-30 | 2004-12-07 | Homer L. Spencer | Oil and gas well alloy squeezing method and apparatus |
AU2001275672B2 (en) | 2000-05-22 | 2004-11-11 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method for plugging a well with a resin |
US7455104B2 (en) * | 2000-06-01 | 2008-11-25 | Schlumberger Technology Corporation | Expandable elements |
GB0016595D0 (en) * | 2000-07-07 | 2000-08-23 | Moyes Peter B | Deformable member |
GB2388136B (en) * | 2001-01-26 | 2005-05-18 | E2Tech Ltd | Device and method to seal boreholes |
GB0109993D0 (en) | 2001-04-24 | 2001-06-13 | E Tech Ltd | Method |
MY130896A (en) * | 2001-06-05 | 2007-07-31 | Shell Int Research | In-situ casting of well equipment |
MY135121A (en) | 2001-07-18 | 2008-02-29 | Shell Int Research | Wellbore system with annular seal member |
US8515677B1 (en) | 2002-08-15 | 2013-08-20 | Smart Drilling And Completion, Inc. | Methods and apparatus to prevent failures of fiber-reinforced composite materials under compressive stresses caused by fluids and gases invading microfractures in the materials |
US9625361B1 (en) | 2001-08-19 | 2017-04-18 | Smart Drilling And Completion, Inc. | Methods and apparatus to prevent failures of fiber-reinforced composite materials under compressive stresses caused by fluids and gases invading microfractures in the materials |
US6691789B2 (en) | 2001-09-10 | 2004-02-17 | Weatherford/Lamb, Inc. | Expandable hanger and packer |
US6688399B2 (en) * | 2001-09-10 | 2004-02-10 | Weatherford/Lamb, Inc. | Expandable hanger and packer |
US7066284B2 (en) * | 2001-11-14 | 2006-06-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for a monodiameter wellbore, monodiameter casing, monobore, and/or monowell |
US6668928B2 (en) | 2001-12-04 | 2003-12-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Resilient cement |
US7040404B2 (en) * | 2001-12-04 | 2006-05-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for sealing an expandable tubular in a wellbore |
US6722451B2 (en) * | 2001-12-10 | 2004-04-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Casing while drilling |
GB0130849D0 (en) * | 2001-12-22 | 2002-02-06 | Weatherford Lamb | Bore liner |
GB0131019D0 (en) * | 2001-12-27 | 2002-02-13 | Weatherford Lamb | Bore isolation |
GB2420361A (en) * | 2002-02-27 | 2006-05-24 | Canitron Systems Inc | Apparatus, casing and method for heating a material used for sealing faults within cement used for sealing an oil or gas well |
US6722433B2 (en) * | 2002-06-21 | 2004-04-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of sealing expandable pipe in well bores and sealing compositions |
US7644773B2 (en) * | 2002-08-23 | 2010-01-12 | Baker Hughes Incorporated | Self-conforming screen |
DE60325287D1 (de) * | 2002-08-23 | 2009-01-22 | Baker Hughes Inc | Selbstgeformter Bohrlochfilter |
US6935432B2 (en) * | 2002-09-20 | 2005-08-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for forming an annular barrier in a wellbore |
US6854522B2 (en) * | 2002-09-23 | 2005-02-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Annular isolators for expandable tubulars in wellbores |
CA2508453C (en) * | 2002-12-04 | 2010-11-02 | Baker Hughes Incorporated | Expandable composite tubulars |
US7104317B2 (en) | 2002-12-04 | 2006-09-12 | Baker Hughes Incorporated | Expandable composition tubulars |
US6907937B2 (en) * | 2002-12-23 | 2005-06-21 | Weatherford/Lamb, Inc. | Expandable sealing apparatus |
NO319620B1 (no) * | 2003-02-17 | 2005-09-05 | Rune Freyer | Anordning og fremgangsmåte for valgbart å kunne stenge av et parti av en brønn |
US7866394B2 (en) | 2003-02-27 | 2011-01-11 | Halliburton Energy Services Inc. | Compositions and methods of cementing in subterranean formations using a swelling agent to inhibit the influx of water into a cement slurry |
US7413020B2 (en) * | 2003-03-05 | 2008-08-19 | Weatherford/Lamb, Inc. | Full bore lined wellbores |
GB0412131D0 (en) * | 2004-05-29 | 2004-06-30 | Weatherford Lamb | Coupling and seating tubulars in a bore |
US7077214B2 (en) * | 2003-05-30 | 2006-07-18 | Baker Hughes Incorporated | Expansion set packer with bias assist |
US7048048B2 (en) * | 2003-06-26 | 2006-05-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Expandable sand control screen and method for use of same |
GB0318181D0 (en) * | 2003-08-02 | 2003-09-03 | Weatherford Lamb | Seal arrangement |
US20070149076A1 (en) * | 2003-09-11 | 2007-06-28 | Dynatex | Cut-resistant composite |
US7243732B2 (en) * | 2003-09-26 | 2007-07-17 | Baker Hughes Incorporated | Zonal isolation using elastic memory foam |
MY137430A (en) * | 2003-10-01 | 2009-01-30 | Shell Int Research | Expandable wellbore assembly |
GB2424020B (en) | 2003-11-25 | 2008-05-28 | Baker Hughes Inc | Swelling layer inflatable |
US6981491B2 (en) * | 2004-01-30 | 2006-01-03 | Siemens Vdo Automotive Corporation | Coupling valve structure for fuel supply module |
BRPI0418531A (pt) * | 2004-02-13 | 2007-05-15 | Halliburton Energy Serv Inc | aparelho e método para formar uma barreira anular entre a tubulação e um furo de sondagem, e, aparelho para um isolador anular entre tubulação e um furo de sondagem |
US7156172B2 (en) * | 2004-03-02 | 2007-01-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for accelerating oil well construction and production processes and heating device therefor |
NO325434B1 (no) * | 2004-05-25 | 2008-05-05 | Easy Well Solutions As | Fremgangsmate og anordning for a ekspandere et legeme under overtrykk |
US7252147B2 (en) * | 2004-07-22 | 2007-08-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cementing methods and systems for initiating fluid flow with reduced pumping pressure |
US7290611B2 (en) * | 2004-07-22 | 2007-11-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems for cementing wells that lack surface casing |
US7290612B2 (en) * | 2004-12-16 | 2007-11-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and method for reverse circulation cementing a casing in an open-hole wellbore |
US20060042801A1 (en) * | 2004-08-24 | 2006-03-02 | Hackworth Matthew R | Isolation device and method |
US7322412B2 (en) * | 2004-08-30 | 2008-01-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Casing shoes and methods of reverse-circulation cementing of casing |
US8235116B1 (en) * | 2004-09-09 | 2012-08-07 | Burts Jr Boyce D | Well remediation using surfaced mixed epoxy |
US7469750B2 (en) * | 2004-09-20 | 2008-12-30 | Owen Oil Tools Lp | Expandable seal |
US7690429B2 (en) | 2004-10-21 | 2010-04-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using a swelling agent in a wellbore |
US7303014B2 (en) | 2004-10-26 | 2007-12-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Casing strings and methods of using such strings in subterranean cementing operations |
US7303008B2 (en) * | 2004-10-26 | 2007-12-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems for reverse-circulation cementing in subterranean formations |
US7284608B2 (en) * | 2004-10-26 | 2007-10-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Casing strings and methods of using such strings in subterranean cementing operations |
GB2419902B (en) * | 2004-11-09 | 2008-02-13 | Schlumberger Holdings | Method of cementing expandable tubulars |
US7270183B2 (en) | 2004-11-16 | 2007-09-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cementing methods using compressible cement compositions |
US20080149346A1 (en) * | 2005-01-31 | 2008-06-26 | Martin Gerard Rene Bosma | Method of Installing an Expandable Tubular in a Wellbore |
NO325306B1 (no) * | 2005-03-14 | 2008-03-25 | Triangle Tech As | Fremgangsmåte og anordning for in situ dannelse av en tetning i et ringrom i en brønn |
US7891424B2 (en) * | 2005-03-25 | 2011-02-22 | Halliburton Energy Services Inc. | Methods of delivering material downhole |
NO327157B1 (no) * | 2005-05-09 | 2009-05-04 | Easy Well Solutions As | Forankringsanordning for en ringromspakning med et forste andre endeomradet og anbrakt pa et rorformet element |
US7870903B2 (en) | 2005-07-13 | 2011-01-18 | Halliburton Energy Services Inc. | Inverse emulsion polymers as lost circulation material |
WO2007014010A1 (en) * | 2005-07-22 | 2007-02-01 | Weatherford/Lamb, Inc. | Apparatus and methods for creation of down hole annular barrier |
CA2555563C (en) * | 2005-08-05 | 2009-03-31 | Weatherford/Lamb, Inc. | Apparatus and methods for creation of down hole annular barrier |
US7357181B2 (en) * | 2005-09-20 | 2008-04-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus for autofill deactivation of float equipment and method of reverse cementing |
US20070089678A1 (en) * | 2005-10-21 | 2007-04-26 | Petstages, Inc. | Pet feeding apparatus having adjustable elevation |
US7392840B2 (en) * | 2005-12-20 | 2008-07-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and means to seal the casing-by-casing annulus at the surface for reverse circulation cement jobs |
JP4410195B2 (ja) * | 2006-01-06 | 2010-02-03 | 株式会社東芝 | 半導体装置及びその製造方法 |
US7708068B2 (en) * | 2006-04-20 | 2010-05-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Gravel packing screen with inflow control device and bypass |
US8453746B2 (en) * | 2006-04-20 | 2013-06-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well tools with actuators utilizing swellable materials |
US7802621B2 (en) | 2006-04-24 | 2010-09-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Inflow control devices for sand control screens |
US7469743B2 (en) * | 2006-04-24 | 2008-12-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Inflow control devices for sand control screens |
US20070254971A1 (en) * | 2006-05-01 | 2007-11-01 | Synco De Vogel | Foamable thermoplastic vulcanizate blends, methods, and articles thereof |
US7516791B2 (en) * | 2006-05-26 | 2009-04-14 | Owen Oil Tools, Lp | Configurable wellbore zone isolation system and related systems |
US7575062B2 (en) | 2006-06-09 | 2009-08-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and devices for treating multiple-interval well bores |
US7478676B2 (en) * | 2006-06-09 | 2009-01-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and devices for treating multiple-interval well bores |
US7717180B2 (en) * | 2006-06-29 | 2010-05-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Swellable elastomers and associated methods |
US20080041582A1 (en) * | 2006-08-21 | 2008-02-21 | Geirmund Saetre | Apparatus for controlling the inflow of production fluids from a subterranean well |
US20080041588A1 (en) * | 2006-08-21 | 2008-02-21 | Richards William M | Inflow Control Device with Fluid Loss and Gas Production Controls |
US20080041580A1 (en) * | 2006-08-21 | 2008-02-21 | Rune Freyer | Autonomous inflow restrictors for use in a subterranean well |
BRPI0715228A2 (pt) * | 2006-09-14 | 2013-06-18 | Shell Int Research | mÉtodo de expandir um elemento tubular |
US7597146B2 (en) * | 2006-10-06 | 2009-10-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and apparatus for completion of well bores |
US20080099201A1 (en) * | 2006-10-31 | 2008-05-01 | Sponchia Barton F | Contaminant excluding junction and method |
US7712541B2 (en) * | 2006-11-01 | 2010-05-11 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for protecting downhole components during deployment and wellbore conditioning |
US7533728B2 (en) | 2007-01-04 | 2009-05-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Ball operated back pressure valve |
WO2008097312A1 (en) | 2007-02-06 | 2008-08-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Swellable packer with enhanced sealing capability |
US20080196889A1 (en) * | 2007-02-15 | 2008-08-21 | Daniel Bour | Reverse Circulation Cementing Valve |
US7614451B2 (en) | 2007-02-16 | 2009-11-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for constructing and treating subterranean formations |
EP1978071B1 (en) * | 2007-04-06 | 2010-07-14 | Services Pétroliers Schlumberger | Method and composition for zonal isolation of a well |
US8561709B2 (en) * | 2007-04-12 | 2013-10-22 | Baker Hughes Incorporated | Liner top packer seal assembly and method |
US7735562B2 (en) * | 2007-04-12 | 2010-06-15 | Baker Hughes Incorporated | Tieback seal system and method |
US20080283238A1 (en) * | 2007-05-16 | 2008-11-20 | William Mark Richards | Apparatus for autonomously controlling the inflow of production fluids from a subterranean well |
US7654324B2 (en) * | 2007-07-16 | 2010-02-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Reverse-circulation cementing of surface casing |
US9004155B2 (en) * | 2007-09-06 | 2015-04-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Passive completion optimization with fluid loss control |
US20090107676A1 (en) * | 2007-10-26 | 2009-04-30 | Saunders James P | Methods of Cementing in Subterranean Formations |
US20090176667A1 (en) * | 2008-01-03 | 2009-07-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Expandable particulates and methods of their use in subterranean formations |
US7708073B2 (en) * | 2008-03-05 | 2010-05-04 | Baker Hughes Incorporated | Heat generator for screen deployment |
US20100307770A1 (en) * | 2009-06-09 | 2010-12-09 | Baker Hughes Incorporated | Contaminant excluding junction and method |
US8807216B2 (en) * | 2009-06-15 | 2014-08-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions comprising particulate foamed elastomers and associated methods |
US9109423B2 (en) | 2009-08-18 | 2015-08-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus for autonomous downhole fluid selection with pathway dependent resistance system |
US8136594B2 (en) * | 2009-08-24 | 2012-03-20 | Halliburton Energy Services Inc. | Methods and apparatuses for releasing a chemical into a well bore upon command |
WO2011023943A2 (en) * | 2009-08-24 | 2011-03-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and apparatus for releasing a chemical into a well bore upon command |
US8162054B2 (en) * | 2009-08-24 | 2012-04-24 | Halliburton Energy Services Inc. | Methods and apparatuses for releasing a chemical into a well bore upon command |
US20110056706A1 (en) * | 2009-09-10 | 2011-03-10 | Tam International, Inc. | Longitudinally split swellable packer and method |
US8291976B2 (en) * | 2009-12-10 | 2012-10-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fluid flow control device |
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 |
US8708050B2 (en) | 2010-04-29 | 2014-04-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for controlling fluid flow using movable flow diverter assembly |
US8307889B2 (en) | 2010-05-13 | 2012-11-13 | Randy Lewkoski | Assembly for controlling annuli between tubulars |
MX352073B (es) | 2011-04-08 | 2017-11-08 | Halliburton Energy Services Inc | Método y aparato para controlar un flujo de fluido en una válvula autónoma que utiliza un interruptor adhesivo. |
US8991506B2 (en) | 2011-10-31 | 2015-03-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Autonomous fluid control device having a movable valve plate for downhole fluid selection |
CN103890312B (zh) | 2011-10-31 | 2016-10-19 | 哈里伯顿能源服务公司 | 具有往复式阀门以用于井下流体选择的自主流体控制装置 |
US20140060836A1 (en) * | 2012-09-03 | 2014-03-06 | Fatma Daou | Methods for Maintaining Zonal Isolation in A Subterranean Well |
FR2996246B1 (fr) * | 2012-10-02 | 2015-03-13 | Saltel Ind | Element tubulaire a levres d'etancheite inclinees et procede pour l'appliquer contre la paroi d'un puits |
US9404349B2 (en) | 2012-10-22 | 2016-08-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Autonomous fluid control system having a fluid diode |
US9695654B2 (en) | 2012-12-03 | 2017-07-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellhead flowback control system and method |
US9127526B2 (en) | 2012-12-03 | 2015-09-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fast pressure protection system and method |
CA2828855C (en) | 2013-09-27 | 2020-06-09 | G.B.D. Corp. | Method and apparatus for connecting pipes |
CA2829002C (en) | 2013-09-27 | 2020-06-09 | G.B.D. Corp. | Pipe cutting tool and methods for use |
CA2829075C (en) | 2013-09-27 | 2020-09-01 | G.B.D. Corp. | Pipe joining material for connecting pipes |
CA2829041C (en) | 2013-09-27 | 2020-06-09 | G.B.D. Corp. | Pipe sealing tool and methods for use |
BR112016005923B1 (pt) | 2013-10-28 | 2021-06-29 | Halliburton Energy Services, Inc | Método de conectar a um furo de poço existente no fundo de poço e sistema de poço |
WO2015197705A2 (en) | 2014-06-25 | 2015-12-30 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Assembly and method for expanding a tubular element |
BR112016029819B1 (pt) | 2014-06-25 | 2022-05-31 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Sistema e método para criar uma conexão tubular de vedação em um furo de poço |
GB2543214B (en) | 2014-08-13 | 2017-10-04 | Shell Int Research | Assembly and method for creating an expanded tubular element in a borehole |
CA2863272C (en) | 2014-09-12 | 2016-10-18 | G.B.D. Corp. | Method of joining pipes and fittings |
CA2888402C (en) | 2015-04-16 | 2017-10-31 | G.B.D. Corp. | Method of joining pipes and fittings with mechanical restraint members |
US11215029B2 (en) | 2018-02-23 | 2022-01-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cemented barrier valve protection |
US10851612B2 (en) | 2018-09-04 | 2020-12-01 | Saudi Arabian Oil Company | Wellbore zonal isolation |
CN110779856B (zh) * | 2019-11-20 | 2022-05-20 | 中国核动力研究设计院 | 一种用于铅铋合金熔体腐蚀试验的试样安装装置及方法 |
CN111549976A (zh) * | 2020-05-19 | 2020-08-18 | 常虹 | 一种新型预制混凝土框架柱及安装方法 |
US11460330B2 (en) | 2020-07-06 | 2022-10-04 | Saudi Arabian Oil Company | Reducing noise in a vortex flow meter |
CN111794711B (zh) * | 2020-08-03 | 2023-08-08 | 河南理工大学 | 一种瓦斯抽采钻孔高压循环注浆封孔装置及其使用方法 |
CN112324476B (zh) * | 2020-10-16 | 2021-08-03 | 中铁十四局集团有限公司 | 可多次熔融注胶止水密封垫、管片、管片环及施工方法 |
US11911790B2 (en) | 2022-02-25 | 2024-02-27 | Saudi Arabian Oil Company | Applying corrosion inhibitor within tubulars |
Family Cites Families (31)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3126959A (en) * | 1964-03-31 | Borehole casing | ||
US2294294A (en) * | 1937-09-27 | 1942-08-25 | Dow Chemical Co | Treatment of wells |
US2248028A (en) * | 1938-06-09 | 1941-07-01 | Dow Chemical Co | Treatment of wells |
US3134442A (en) * | 1958-10-27 | 1964-05-26 | Pan American Petroleum Corp | Apparatus for lining wells |
US3191680A (en) * | 1962-03-14 | 1965-06-29 | Pan American Petroleum Corp | Method of setting metallic liners in wells |
US3297092A (en) | 1964-07-15 | 1967-01-10 | Pan American Petroleum Corp | Casing patch |
US3363301A (en) * | 1964-12-10 | 1968-01-16 | Delaruelle Jacques | Method of filling or sealing joints between pipe sections |
US3489220A (en) * | 1968-08-02 | 1970-01-13 | J C Kinley | Method and apparatus for repairing pipe in wells |
US3782466A (en) * | 1972-07-19 | 1974-01-01 | Shell Oil Co | Bonding casing with syntactic epoxy resin |
BR9106465A (pt) * | 1990-05-18 | 1993-05-18 | Philippe Bobileiau | Pre-forma tubular,dispositivo e processo para revestir um poco de perfuracao,processo para colocar em funcionamento o dispositivo e dispositivo para formar in situ uma secao de tubo a partir de uma pre-forma |
MY108743A (en) | 1992-06-09 | 1996-11-30 | Shell Int Research | Method of greating a wellbore in an underground formation |
US5330006A (en) | 1992-10-22 | 1994-07-19 | Shell Oil Company | Oil mud displacement with blast furnace slag/surfactant |
US5343951A (en) | 1992-10-22 | 1994-09-06 | Shell Oil Company | Drilling and cementing slim hole wells |
MY112090A (en) | 1992-10-22 | 2001-04-30 | Shell Int Research | Method for drilling and cementing a well |
US5351759A (en) | 1992-10-22 | 1994-10-04 | Shell Oil Company | Slag-cement displacement by direct fluid contact |
FR2703102B1 (fr) * | 1993-03-25 | 1999-04-23 | Drillflex | Procédé de cimentation d'un tubage déformable à l'intérieur d'un puits de forage ou d'une canalisation. |
US5447197A (en) | 1994-01-25 | 1995-09-05 | Bj Services Company | Storable liquid cementitious slurries for cementing oil and gas wells |
US5421409A (en) | 1994-03-30 | 1995-06-06 | Bj Services Company | Slag-based well cementing compositions and methods |
MY121223A (en) * | 1995-01-16 | 2006-01-28 | Shell Int Research | Method of creating a casing in a borehole |
FR2735523B1 (fr) * | 1995-06-13 | 1997-07-25 | Inst Francais Du Petrole | Methode et dispositif de tubage de puits avec un tube en composite |
EA000240B1 (ru) | 1995-07-11 | 1999-02-25 | Эдвенст Чарджер Текнолоджи, Инк. | Управление процессом зарядки аккумуляторной батареи и его завершением |
FR2737534B1 (fr) | 1995-08-04 | 1997-10-24 | Drillflex | Dispositif de chemisage d'une bifurcation d'un puits, notamment de forage petrolier, ou d'une canalisation, et procede de mise en oeuvre de ce dispositif |
UA67719C2 (en) | 1995-11-08 | 2004-07-15 | Shell Int Research | Deformable well filter and method for its installation |
MY116920A (en) | 1996-07-01 | 2004-04-30 | Shell Int Research | Expansion of tubings |
US5794702A (en) * | 1996-08-16 | 1998-08-18 | Nobileau; Philippe C. | Method for casing a wellbore |
US5833001A (en) * | 1996-12-13 | 1998-11-10 | Schlumberger Technology Corporation | Sealing well casings |
GB9714651D0 (en) | 1997-07-12 | 1997-09-17 | Petroline Wellsystems Ltd | Downhole tubing |
MY122241A (en) | 1997-08-01 | 2006-04-29 | Shell Int Research | Creating zonal isolation between the interior and exterior of a well system |
US5873413A (en) * | 1997-08-18 | 1999-02-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of modifying subterranean strata properties |
FR2770517B1 (fr) | 1997-11-03 | 1999-12-03 | Bouygues Sa | Laitier de cimentation d'un puits, notamment d'un puits petrolier |
FR2772743B1 (fr) | 1997-12-24 | 2000-02-04 | Schlumberger Cie Dowell | Controle de la prise de ciments alumineux par utilisation de retardateurs de prise actifs a temperatures elevees |
-
2000
- 2000-04-05 DE DE2000613420 patent/DE60013420T2/de not_active Expired - Lifetime
- 2000-04-05 AU AU45436/00A patent/AU756966B2/en not_active Expired
- 2000-04-05 OA OA1200100255A patent/OA11859A/en unknown
- 2000-04-05 WO PCT/EP2000/003039 patent/WO2000061914A1/en active IP Right Grant
- 2000-04-05 ID IDW00200102156A patent/ID30263A/id unknown
- 2000-04-05 MX MXPA01010126A patent/MXPA01010126A/es active IP Right Grant
- 2000-04-05 CN CN00806079.7A patent/CN1346422A/zh active Pending
- 2000-04-05 EA EA200101060A patent/EA003240B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2000-04-05 TR TR2001/02848T patent/TR200102848T2/xx unknown
- 2000-04-05 NZ NZ514561A patent/NZ514561A/en not_active IP Right Cessation
- 2000-04-05 DK DK00926815T patent/DK1169548T3/da active
- 2000-04-05 BR BR0009654-7A patent/BR0009654A/pt not_active IP Right Cessation
- 2000-04-05 CA CA002368885A patent/CA2368885C/en not_active Expired - Lifetime
- 2000-04-05 US US09/543,065 patent/US6431282B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2000-04-05 EP EP00926815A patent/EP1169548B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2000-04-09 GC GCP2000605 patent/GC0000129A/xx active
-
2001
- 2001-10-08 NO NO20014902A patent/NO331961B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
WO2000061914A1 (en) | 2000-10-19 |
OA11859A (en) | 2006-03-02 |
CN1346422A (zh) | 2002-04-24 |
DE60013420D1 (de) | 2004-10-07 |
ID30263A (id) | 2001-11-15 |
NO331961B1 (no) | 2012-05-14 |
GC0000129A (en) | 2005-06-29 |
EP1169548A1 (en) | 2002-01-09 |
BR0009654A (pt) | 2002-01-08 |
DK1169548T3 (da) | 2005-01-17 |
DE60013420T2 (de) | 2005-01-13 |
NZ514561A (en) | 2003-08-29 |
MXPA01010126A (es) | 2002-04-24 |
CA2368885A1 (en) | 2000-10-19 |
US6431282B1 (en) | 2002-08-13 |
EA200101060A1 (ru) | 2002-02-28 |
AU4543600A (en) | 2000-11-14 |
EP1169548B1 (en) | 2004-09-01 |
NO20014902D0 (no) | 2001-10-08 |
TR200102848T2 (tr) | 2002-01-21 |
CA2368885C (en) | 2008-09-23 |
AU756966B2 (en) | 2003-01-30 |
NO20014902L (no) | 2001-12-05 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
EA003240B1 (ru) | Способ уплотнения кольцевого пространства, скважина и труба | |
EP0804678B1 (en) | Method of creating a casing in a borehole | |
US7059415B2 (en) | Wellbore system with annular seal member | |
EP1485567B1 (en) | Mono-diameter wellbore casing | |
MX2007005542A (es) | Metodo para cementar tuberia de pozos expandible. | |
US6575240B1 (en) | System and method for driving pipe | |
US11585188B2 (en) | In situ expandable tubulars | |
CN104271874A (zh) | 用于对封装管状构件的环空进行密封的方法和系统 | |
EP3516160B1 (en) | Well apparatus and associated methods | |
CA2757242C (en) | Expansion against cement for zonal isolation | |
CA2438807C (en) | Mono-diameter wellbore casing | |
GB2403970A (en) | Mono - diameter wellbore casing | |
US20090183884A1 (en) | Method for sealing wellbore leakage and shutting-off of water producing zones | |
WO2021066642A1 (en) | Method for plugging wellbores in the earth | |
US11454068B1 (en) | Pressure-dampening casing to reduce stress load on cement sheath | |
Guan et al. | Well Cementing and Completion | |
Khademi et al. | The applicability of casings and liners composite patch repair in Iranian gas and oil wells | |
CN116411809A (zh) | 一种防止膏盐岩层段套管变形的方法及其装置 | |
MX2008007600A (es) | Metodos y aparatos para construccion de pozos | |
MXPA97005269A (en) | Method to create a pitch in a well of son |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM BY KG MD TJ TM |
|
MK4A | Patent expired |
Designated state(s): AZ KZ RU |