EA003386B1 - Расширяемая труба для нисходящей скважины - Google Patents

Расширяемая труба для нисходящей скважины Download PDF

Info

Publication number
EA003386B1
EA003386B1 EA200200339A EA200200339A EA003386B1 EA 003386 B1 EA003386 B1 EA 003386B1 EA 200200339 A EA200200339 A EA 200200339A EA 200200339 A EA200200339 A EA 200200339A EA 003386 B1 EA003386 B1 EA 003386B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
tubular member
tubular element
recess
section
annular protrusion
Prior art date
Application number
EA200200339A
Other languages
English (en)
Other versions
EA200200339A1 (ru
Inventor
Гэрет Иннес
Петер Остерлинг
Original Assignee
Е2 Тек Лимитед
Priority date (The priority date 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 date listed.)
Filing date
Publication date
Priority claimed from GBGB9920934.8A external-priority patent/GB9920934D0/en
Priority claimed from GBGB9925017.7A external-priority patent/GB9925017D0/en
Application filed by Е2 Тек Лимитед filed Critical Е2 Тек Лимитед
Publication of EA200200339A1 publication Critical patent/EA200200339A1/ru
Publication of EA003386B1 publication Critical patent/EA003386B1/ru

Links

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
    • 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
    • E21B29/10—Reconditioning of well casings, e.g. straightening
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B21—MECHANICAL METAL-WORKING WITHOUT ESSENTIALLY REMOVING MATERIAL; PUNCHING METAL
    • B21D—WORKING OR PROCESSING OF SHEET METAL OR METAL TUBES, RODS OR PROFILES WITHOUT ESSENTIALLY REMOVING MATERIAL; PUNCHING METAL
    • B21D39/00—Application of procedures in order to connect objects or parts, e.g. coating with sheet metal otherwise than by plating; Tube expanders
    • B21D39/08—Tube expanders
    • 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
    • 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
    • E21B43/105—Expanding tools specially adapted therefor
    • 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
    • E21B43/106—Couplings or joints therefor

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Earth Drilling (AREA)
  • Pipe Accessories (AREA)
  • Protection Of Pipes Against Damage, Friction, And Corrosion (AREA)
  • Heat-Exchange Devices With Radiators And Conduit Assemblies (AREA)
  • Turbine Rotor Nozzle Sealing (AREA)
  • Joints With Sleeves (AREA)

Abstract

Настоящее изобретение относится к частям обсадной колонны, вставленным в ствол скважины. Части обсадной колонны выполнены с защищенным участком, на котором может быть размещен фрикционный и/или уплотнительный материал. В некоторых вариантах осуществления защищенный участок образован с помощью первого и второго участков с кольцевыми выступами, расположенными на расстоянии друг от друга в аксиальном направлении вдоль длины обсадной колонны. Фрикционный и/или уплотнительный материал, как правило, размещен на наружной поверхности обсадной колонны между участками с кольцевыми выступами. Также предложена часть обсадной колонны, имеющая участки с кольцевыми выступами, размещенные на обоих концах части обсадной колонны со средствами, предназначенными для соединения последовательных частей обсадной колонны и расположенными на этих выступах. Часть обсадной колонны в данном варианте осуществления выполнена с фрикционным и/или уплотнительным материалом, размещенным на выполненном с углублением участке части обсадной колонны.

Description

Настоящее изобретение относится к устройству и способам, в частности, но не исключительно, к расширительному устройству и способу, предназначенным для увеличения внутреннего диаметра обсадной трубы, трубопровода, трубы или т.п. Настоящее изобретение также относится к трубчатому элементу, такому как обсадная труба, трубопровод, труба или т.п.
Ствол скважины обычно бурят при извлечении углеводородов из скважины и закрепляют с помощью обсадной колонны. Обсадные трубы устанавливают для предотвращения обрушения пласта вокруг ствола скважины. Кроме того, обсадные трубы предотвращают поступление нежелательных текучих сред из окружающего пласта в ствол скважины и аналогичным образом предотвращают выход текучих сред из ствола скважины в окружающий пласт.
Стволы скважины обычно бурят и крепят обсадными трубами каскадным образом, т.е. обсадная колонна ствола скважины начинается в верхней части скважины обсадной трубой со сравнительно большим наружным диаметром. Последующую обсадную трубу меньшего диаметра пропускают через расположенную выше обсадную трубу с определенным внутренним диаметром, и следовательно, наружный диаметр последующей обсадной трубы ограничен внутренним диаметром предшествующей обсадной трубы. Таким образом, обсадные трубы имеют каскадное уменьшение диаметров, при этом диаметры следующих одна за другой обсадных труб уменьшаются по мере увеличения глубины скважины. Это последовательное уменьшение диаметра приводит к тому, что рядом с забоем скважины будет находиться обсадная труба со сравнительно малым внутренним диаметром, и это может привести к ограничению количества углеводородов, которое можно извлечь из скважины. Кроме того, образование ствола скважины со сравнительно большим диаметром в верхней части скважины связано с увеличенными затратами вследствие того, что требуются буровые коронки большого диаметра, тяжелое оборудование для манипулирования обсадными трубами большего диаметра и увеличенные объемы бурового раствора.
Каждую обсадную трубу, как правило, фиксируют в заданном положении с помощью цемента путем заполнения цементом кольцевого пространства, образованного между обсадной трубой и окружающим пластом. Разбавленный цементный раствор закачивают вниз в обсадную трубу, после чего сверху на цемент устанавливают резиновую пробку. После этого буровой раствор закачивают вниз в обсадную трубу над цементом, который выталкивается из нижней части обсадной трубы в кольцевое пространство. Закачивание бурового раствора прекращают, когда пробка достигает нижней части обсадной трубы, и скважину следует оставить, как правило, на несколько часов, пока цемент не высо хнет (не схватится). Эта операция требует увеличения продолжительности бурения из-за операций закачивания и твердения цемента, что может привести к значительному увеличению себестоимости добычи.
Известно, что для преодоления недостатков, связанных с цементированием обсадных труб и постепенным уменьшением их диаметров, используют более податливую [пластичную] обсадную трубу, которая может быть расширена в радиальном направлении таким образом, что наружная поверхность обсадной трубы будет контактировать с породой вокруг ствола скважины. Податливая обсадная труба подвергается пластической деформации при расширении ее, как правило, путем пропускания расширительного устройства, такого как керамический или стальной конус или т.п., через обсадную трубу. Расширительное устройство продвигают вниз вдоль обсадной трубы таким же образом, как скребок для чистки трубопроводов, и его можно вталкивать (например, путем использования давления текучей среды) или тянуть (путем использования бурильной трубы, буровых штанг, змеевиковой трубы, провода или т. п.).
Кроме того, резину [резиноподобный материал] или другое покрытие с большим коэффициентом трения часто наносят на выбранные участки наружной поверхности нерасширенной обсадной трубы для увеличения сцепления расширенной обсадной трубы с породой, окружающей ствол скважины, или с ранее установленной обсадной трубой. Однако когда обсадную трубу опускают, резина на наружной поверхности часто истирается во время данного процесса, в особенности, если ствол скважины сильно отклонен, в результате чего оказывается невозможным достижение заданной цели.
В соответствии с первым аспектом настоящего изобретения, разработан трубчатый элемент для ствола скважины, содержащий соединительное средство, предназначенное для облегчения соединения трубчатых элементов в колонну и расположенное на участке с кольцевым выступом, размещенном на, по меньшей мере, одном конце трубчатого элемента, и, по меньшей мере, один участок с углублением, в котором расположен фрикционный и/или уплотнительный материал.
Как правило, трубчатый элемент представляет собой обсадную трубу, трубопровод, трубу или т. п. Трубчатый элемент может иметь любую длину и представлять собой, например, укороченную трубу.
По меньшей мере, один участок с углублением предпочтительно представляет собой участок с кольцевым углублением.
По меньшей мере, один участок с углублением, как правило, ослаблен для облегчения пластической деформации, по меньшей мере, одного участка с углублением. Для ослабления, по меньшей мере, одного участка с углублением, как правило, используют тепло.
Внутренний диаметр, по меньшей мере, одного участка с углублением, как правило, уменьшен по отношению к внутреннему диаметру трубчатого элемента рядом с участком с углублением. Внутренний диаметр, по меньшей мере, одного участка с углублением, как правило, уменьшен на величину, кратную толщине стенки трубчатого элемента. Внутренний диаметр, по меньшей мере, одного участка с углублением предпочтительно уменьшен на величину, составляющую от половины толщины стенки до увеличенной в 5 раз толщины стенки, и наиболее предпочтительно - на величину, составляющую от половины толщины стенки до увеличенной в 2 раза толщины стенки. Также могут быть использованы значения за пределами данных диапазонов.
Предпочтительно соединительное средство расположено на участке с кольцевым выступом, предусмотренном на каждом конце трубчатого элемента. Соединительное средство, как правило, содержит резьбовое соединение. Первая винтовая резьба, как правило, выполнена на участке с кольцевым выступом на первом конце трубчатого элемента, а вторая винтовая резьба, как правило, предусмотрена на участке с кольцевым выступом на втором конце трубчатого элемента. Соединительное средство, как правило, содержит штырьковый соединительный элемент на одном конце и гнездовой соединительный элемент на другом конце. Таким образом, обсадная колонна или т.п. может быть образована путем соединения последовательных отрезков трубчатого элемента с помощью резьбового соединения.
Внутренний диаметр участка с кольцевым выступом, как правило, увеличен по отношению к внутреннему диаметру трубчатого элемента рядом с участком с кольцевым выступом. Внутренний диаметр участка с кольцевым выступом, как правило, увеличен на величину, кратную толщине стенки трубчатого элемента. Внутренний диаметр участка с кольцевым выступом предпочтительно увеличен на величину, составляющую от половины толщины стенки до увеличенной в 5 раз толщины стенки, и наиболее предпочтительно - на величину, составляющую от половины толщины стенки до увеличенной в 2 раза толщины стенки. Также могут быть использованы значения за пределами данных диапазонов.
Трубчатый элемент предпочтительно изготовлен из пластичного материала. Таким образом, трубчатый элемент способен выдерживать пластическую деформацию.
В соответствии со вторым аспектом настоящего изобретения разработано расширительное устройство, содержащее корпус, выполненный с первым кольцевым выступом и вторым кольцевым выступом, расположенным на расстоянии от первого кольцевого выступа.
Расширительное устройство, как правило, используется для увеличения диаметра трубчатого элемента, такого как обсадная труба, трубопровод, труба или т.п.
Радиальное расширение второго кольцевого выступа предпочтительно больше радиального расширения первого кольцевого выступа.
Расширительное устройство предпочтительно используется для расширения трубчатого элемента, содержащего соединительное средство, предназначенное для облегчения соединения трубчатых элементов в колонну и расположенное на участке с кольцевым выступом, предусмотренном, по меньшей мере, на одном конце трубчатого элемента, и, по меньшей мере, один участок с углублением, в котором расположен фрикционный и/или уплотнительный материал.
Второй кольцевой выступ предпочтительно расположен на расстоянии от первого кольцевого выступа, по существу, равном расстоянию между участком с кольцевым выступом предшествующего трубчатого элемента (при соединении трубчатых элементов вместе в колонну) и, по меньшей мере, одним участком трубчатого элемента с углублением. Предпочтительно, если первый кольцевой выступ расширительного устройства входит в контакт, по меньшей мере, с одним участком трубчатого элемента с углублением, по существу, одновременно с входом второго кольцевого выступа расширительного устройства в участок трубчатого элемента с кольцевым выступом. Усилие, требуемое для расширения участка трубчатого элемента с кольцевым выступом, значительно меньше усилия, требуемого для расширения участков трубчатого элемента, имеющих номинальный внутренний диаметр. Таким образом, когда второй кольцевой выступ расширительного устройства входит в участок трубчатого элемента с кольцевым выступом, усилие, требуемое для расширения участков трубчатого элемента, имеющих номинальный внутренний диаметр, перестает быть необходимым для расширения участков трубчатого элемента с кольцевыми выступами, и разница в усилии способствует увеличению усилия, которое требуется для увеличения диаметра, по меньшей мере, одного участка с углублением.
Расширительное устройство, как правило, изготовлено из стали. В альтернативном варианте расширительное устройство может быть изготовлено из керамического материала или из комбинации стали и керамического материала. Расширительное устройство в возможном варианте, но необязательно, выполнено гибким.
Расширительное устройство в возможном варианте, но необязательно, выполнено, по меньшей мере, с одним уплотнением. Уплотнение, как правило, содержит, по меньшей мере, одно кольцевое уплотнение.
Расширительное устройство, как правило, продвигают через трубчатый элемент, трубопровод, трубу или т.п., используя давление текучей среды. В альтернативном варианте устройство может быть протянуто вдоль трубчатого элемента или т. п. путем использования обычного скребка для чистки труб или тягового устройства. Устройство также можно продвигать путем использования веса (например, колонны) или можно тянуть через трубчатый элемент или т.п. (путем использования бурильной трубы, буровых штанг, змеевиковой трубы, провода или т. п.).
В соответствии с третьим аспектом настоящего изобретения разработан способ закрепления ствола буровой скважины в подземном пласте, содержащий опускание в ствол скважины трубчатого элемента, содержащего соединительное средство, предназначенное для облегчения соединения трубчатых элементов в колонну и расположенное на участке с кольцевым выступом, предусмотренном, по меньшей мере, на одном конце трубчатого элемента, и, по меньшей мере, один участок с углублением, внутри которого расположен фрикционный и/или уплотнительный материал, и приложение радиального усилия к трубчатому элементу с использованием расширительного устройства для осуществления радиальной деформации трубчатого элемента и/или подземного пласта.
Используемое расширительное устройство предпочтительно содержит корпус, выполненный с первым кольцевым выступом и вторым кольцевым выступом, расположенным на расстоянии от первого кольцевого выступа.
Способ, как правило, дополнительно содержит снятие радиального усилия с трубчатого элемента.
Трубчатый элемент предпочтительно изготовлен из пластичного материала. Таким образом, трубчатый элемент способен выдерживать пластическую деформацию.
По меньшей мере, один участок с углублением предпочтительно представляет собой участок с кольцевым углублением.
По меньшей мере, один участок с углублением, как правило, ослаблен для облегчения пластической деформации, по меньшей мере, одного участка с углублением. Для ослабления, по меньшей мере, одного участка с углублением, как правило, используют тепло.
Фрикционный и/или уплотнительный материал, как правило, размещают внутри, по меньшей мере, одного углубления, когда трубчатый элемент не расширен. Фрикционный и/или уплотнительный материал, как правило, выступает по отношению к наружной поверхности, расположенной рядом, по меньшей мере, с одним участком трубчатого элемента с углублением, когда, по меньшей мере, один участок с углублением расширяется с помощью первого кольцевого выступа на расширительном устрой стве. Фрикционный и/или уплотнительный материал, как правило, выступает от наружной поверхности трубчатого элемента, когда, по меньшей мере, один участок с углублением расширяется с помощью второго кольцевого выступа на расширительном устройстве.
Внутренний диаметр, по меньшей мере, одного участка с углублением, как правило, уменьшен по отношению к внутреннему диаметру трубчатого элемента рядом с участком с углублением. Внутренний диаметр, по меньшей мере, одного участка с углублением, как правило, уменьшен на величину, кратную толщине стенки трубчатого элемента. Внутренний диаметр, по меньшей мере, одного участка с углублением предпочтительно уменьшен на величину, составляющую от половины толщины стенки до увеличенной в 5 раз толщины стенки, и наиболее предпочтительно уменьшен на величину, составляющую от половины толщины стенки до увеличенной в 2 раза толщины стенки. Также могут быть использованы значения за пределами данных диапазонов.
Предпочтительно соединительное средство расположено на участке с кольцевым выступом, предусмотренном, по меньшей мере, на одном конце трубчатого элемента. Соединительное средство, как правило, содержит резьбовое соединение. Первая винтовая резьба, как правило, предусмотрена на участке с кольцевым выступом на первом конце трубчатого элемента, а вторая винтовая резьба, как правило, предусмотрена на участке с кольцевым выступом на втором конце трубчатого элемента. Соединительное средство, как правило, содержит штырьковый соединительный элемент на одном конце и гнездовой соединительный элемент на другом конце. Таким образом, колонна из трубчатых элементов может быть образована путем соединения последовательных отрезков трубчатого элемента с помощью резьбового соединения.
Внутренний диаметр участка с кольцевым выступом, как правило, увеличен по отношению к внутреннему диаметру трубчатого элемента рядом с участком с кольцевым выступом. Внутренний диаметр участка с кольцевым выступом, как правило, увеличен на величину, кратную толщине стенки трубчатого элемента. Внутренний диаметр участка с кольцевым выступом предпочтительно увеличен на величину, составляющую от половины толщины стенки до увеличенной в 5 раз толщины стенки, и наиболее предпочтительно увеличен на величину, составляющую от половины толщины стенки до увеличенной в 2 раза толщины стенки. Также могут быть использованы значения за пределами данных диапазонов.
Трубчатый элемент предпочтительно изготовлен из пластичного материала. Таким образом, трубчатый элемент способен выдерживать пластическую деформацию.
Расширительное устройство, как правило, используется для увеличения диаметра трубчатого элемента, трубопровода, трубы или т.п.
Радиальное расширение второго кольцевого выступа предпочтительно больше радиального расширения первого кольцевого выступа.
Расширительное устройство предпочтительно используется для расширения трубчатого элемента, содержащего соединительное средство, предназначенное для облегчения соединения трубчатых элементов в колонну и расположенное на участке с кольцевым выступом, предусмотренном, по меньшей мере, на одном конце трубчатого элемента, и, по меньшей мере, один участок с углублением, в котором расположен фрикционный и/или уплотнительный материал.
Второй кольцевой выступ предпочтительно расположен на расстоянии от первого кольцевого выступа, по существу, равном расстоянию между участком с кольцевым выступом и, по меньшей мере, одним участком трубчатого элемента с углублением. Предпочтительно, если первый кольцевой выступ расширительного устройства входит в контакт, по меньшей мере, с одним участком трубчатого элемента с углублением, по существу, одновременно с входом второго кольцевого выступа расширительного устройства в участок с кольцевым выступом трубчатого элемента. Усилие, требуемое для расширения участка с кольцевым выступом, значительно меньше усилия, требуемого для расширения участков трубчатого элемента, имеющих номинальный внутренний диаметр. Таким образом, когда второй кольцевой выступ расширительного устройства входит в участок с кольцевым выступом, усилие, требуемое для расширения участков трубчатого элемента, имеющих номинальный внутренний диаметр, перестает быть необходимым для расширения участков с кольцевыми выступами, и разница в усилии способствует увеличению усилия, которое требуется для увеличения диаметра, по меньшей мере, одного участка с углублением.
Расширительное устройство, как правило, изготовлено из стали. В альтернативном варианте расширительное устройство может быть изготовлено из керамического материала или из комбинации стали и керамического материала. Расширительное устройство в возможном варианте, но необязательно, выполнено гибким.
Расширительное устройство в возможном варианте, но необязательно, выполнено, по меньшей мере, с одним уплотнением. Уплотнение, как правило, содержит, по меньшей мере, одно кольцевое уплотнение.
Расширительное устройство, как правило, продвигают через трубчатый элемент, трубопровод, трубу или т. п., используя давление текучей среды. В альтернативном варианте устройство может быть протянуто вдоль трубчатого элемента или т. п. путем использования обычного скребка для чистки труб или тягового уст ройства. Устройство также можно продвигать путем использования веса (например, колонны) или можно тянуть через трубчатый элемент или т. п. (путем использования бурильной трубы, буровых штанг, змеевиковой трубы, провода или т.п.).
В соответствии с четвертым аспектом настоящего изобретения, разработан трубчатый элемент для ствола скважины, содержащий фрикционный и/или уплотнительный материал, нанесенный на наружную поверхность трубчатого элемента и расположенный на защищенном участке, так что фрикционный и/или уплотнительный материал, по существу, защищен во время опускания трубчатого элемента в ствол скважины.
Как правило, трубчатый элемент представляет собой обсадную трубу, трубопровод, трубу или т.п. Трубчатый элемент может иметь любую длину и представлять собой, например, укороченную трубу.
Защищенный участок, как правило, содержит впадину, расположенную между двумя участками с выступом. Участок с впадиной имеет такой же внутренний диаметр, что и трубчатый элемент. Участки с выступами, как правило, имеют внутренний диаметр, который, как правило, увеличен на величину, кратную толщине стенки трубчатого элемента. Внутренний диаметр участка с выступом предпочтительно увеличен на величину, составляющую от половины толщины стенки до увеличенной в 5 раз толщины стенки, и наиболее предпочтительно увеличен на величину, составляющую от половины толщины стенки до увеличенной в 2 раза толщины стенки. Также могут быть использованы значения за пределами данных диапазонов. Участки с выступами, как правило, представляют собой участки с кольцевыми выступами. Впадина, как правило, представляет собой кольцевую впадину.
В альтернативном варианте защищенный участок может содержать цилиндрический участок, расположенный, по существу, рядом с участком с выступом, причем наружный диаметр участка с выступом больше наружного диаметра цилиндрического участка. Участок с выступом предпочтительно расположен таким образом, что цилиндрический участок, по существу, защищен, когда трубчатый элемент опускают в ствол скважины. Таким образом, фрикционный и/или уплотнительный материал, по существу, защищен участком с выступом, когда элемент опускают в ствол скважины. Цилиндрический участок, как правило, имеет такой же внутренний диаметр, что и трубчатый элемент. Участок с выступом имеет внутренний диаметр, который, как правило, увеличен на величину, кратную толщине стенки трубчатого элемента. Внутренний диаметр участка с выступом предпочтительно увеличен на величину, составляющую от половины толщины стенки до увели ченной в 5 раз толщины стенки, и наиболее предпочтительно увеличен на величину, составляющую от половины толщины стенки до увеличенной в 2 раза толщины стенки. Также могут быть использованы значения за пределами данных диапазонов.
В альтернативном варианте защищенный участок может содержать участок с углублением на наружной поверхности трубчатого элемента. Углубление может быть получено, например, путем механической обработки или может быть получено путем обжатия. Фрикционный и/или уплотнительный материал, как правило, расположен внутри углубления. В этих вариантах осуществления наружный диаметр трубчатого элемента остается, по существу, одинаковым на всей длине элемента, поскольку фрикционный и/или уплотнительный материал расположен внутри углубления.
Как правило, трубчатый элемент содержит соединительное средство, предназначенное для облегчения соединения трубчатых элементов в колонну. В альтернативном варианте отрезки трубчатого элемента могут быть приварены друг к другу или соединены каким-либо другим обычным образом.
Соединительное средство, как правило, расположено на каждом конце трубчатого элемента. Соединительное средство, как правило, содержит резьбовое соединение. Соединительное средство, как правило, содержит штырь на одном конце трубчатого элемента и гнездо на другом конце трубчатого элемента. Таким образом, обсадная колонна или т.п. может быть образована путем соединения последовательных отрезков трубчатого элемента с помощью резьбового соединения.
Трубчатый элемент предпочтительно изготовлен из пластичного материала. Таким образом, трубчатый элемент способен выдерживать пластическую деформацию.
Далее будут описаны варианты осуществления настоящего изобретения, представленные только в качестве примера, со ссылкой на сопровождающие чертежи, на которых изображено следующее:
фиг. 1 представляет собой поперечное сечение части обсадной колонны, в соответствии с первым аспектом настоящего изобретения;
фиг. 2 - вертикальный вид расширительного устройства, в соответствии со вторым аспектом настоящего изобретения;
фиг. 3 - расширительное устройство, показанное на фиг. 2, размещенное в части обсадной колонны, показанной на фиг. 1;
фиг. 4 - график зависимости усилия Р от расстояния 6, который иллюстрирует изменение усилия, требуемого для расширения частей обсадной колонны, показанных на фиг. 1 и 3;
фиг. 5 - поперечное сечение части обсадной колонны, в соответствии с четвертым аспектом настоящего изобретения;
фиг. 6а - вертикальный вид спереди, показывающий первую конфигурацию фрикционного и/или уплотнительного материала, который может быть нанесен на наружную поверхность частей обсадной колонны, показанных на фиг. 1 и 5;
фиг. 6Ь - вид с торца фрикционного и/или уплотнительного материала, показанного на фиг. 6а;
фиг. 6с - увеличенный вид участка материала, показанного на фиг. 6а и 6Ь, изображающий профилированную наружную поверхность;
фиг. 7а представляет собой вертикальный вид спереди, показывающий альтернативную конфигурацию фрикционного и/или уплотнительного материала, который может быть нанесен на наружную поверхность частей обсадной колонны, показанных на фиг. 1 и 5;
фиг. 7Ь представляет собой вид с торца материала, показанного на фиг. 7а.
Фиг. 1-3 вычерчены не в масштабе, и, более точно, относительные размеры расширительного устройства, показанного на фиг. 2 и 3 выполнены не в том масштабе, в каком выполнены относительные размеры части 10 обсадной колонны, показанной на фиг. 1 и 3. Части 10, 100 обсадной колонны, описанные здесь, могут иметь любую длину, в том числе представлять собой укороченные трубы.
Термин «впадина», используемый в данном описании, следует понимать как обозначающий любой участок части обсадной колонны, имеющий первый диаметр, который расположен рядом с одним или несколькими участками, имеющими второй диаметр, при этом второй диаметр, как правило, превышает первый диаметр. Термин «углубление», используемый в данном описании, следует понимать как обозначающий любой участок обсадной трубы, имеющий уменьшенный диаметр, который меньше номинального диаметра обсадной трубы.
На фиг. 1 показана часть 10 обсадной колонны в соответствии с первым аспектом настоящего изобретения. Часть 10 обсадной колонны предпочтительно изготовлена из пластичного материала и поэтому способна выдерживать пластическую деформацию.
Часть 10 обсадной колонны выполнена с соединительным средством 12, находящимся на первом конце части 10 обсадной колонны, и с соединительным средством 14, находящимся на втором конце части 10 обсадной колонны. Соединительные средства 12, 14, как правило, представляют собой резьбовые соединительные элементы, которые позволяют соединять множество частей 10 обсадной колонны вместе для образования колонны (непоказанной). Резьбовой соединительный элемент 12, как правило, имеет то же направление резьбы, что и резьбовой соединительный элемент 14, при этом соединительный элемент 14 может сопрягаться с соединительным элементом 12 последующей части 10 обсадной колонны. Следует отметить, что может быть использовано любое обычное средство для соединения последовательных участков части обсадной колонны, например, сварка.
Расширяемые обсадные колонны, как правило, образованы из множества частей обсадной колонны, соединенных с помощью резьбовых соединений. Однако когда обсадная колонна расширена, резьбовые соединения, как правило, деформируются и поэтому становятся в целом менее эффективными, что часто приводит к потере соединения в особенности в том случае, если обсадные колонны расширены более чем приблизительно на 20% от их номинального диаметра.
Однако на части 10 обсадной колонны соединительные средства 12, 14 расположены на соответствующих участках 16, 18 с кольцевыми выступами. Участки 16, 18 с кольцевыми выступами, как правило, имеют внутренний диаметр Е, который больше номинального диаметра С части 10 обсадной колонны. Диаметр Е, как правило, равен сумме номинального внутреннего диаметра С и величины, кратной толщине ΐ стенки с кратностью у, т.е. Е = С+у1. Кратность у может представлять собой любую величину и предпочтительно находится в диапазоне от 0,5 до 5, наиболее предпочтительно - от 0,5 до 2, в то же время можно использовать значения за пределами данных диапазонов.
Таким образом, когда часть 10 обсадной колонны расширяют (как будет описано), требуется увеличить диаметр Е участков 16, 18 с выступами на существенно меньшую величину по сравнению с величиной, на которую должен быть увеличен номинальный внутренний диаметр С. Следует отметить, что может не потребоваться увеличения внутреннего диаметра Е участков 16, 18 с кольцевыми выступами. Например, номинальный диаметр С может быть увеличен приблизительно на 25%, что в обычной расширяемой обсадной колонне, в которой резьбовые соединительные элементы расположены не на участках с кольцевыми выступами, имеющих увеличенный внутренний диаметр, может привести к потере соединения между последовательными участками обсадной колонны. Однако поскольку резьбовые соединительные элементы 12, 14 размещены на соответствующих участках 16, 18 с кольцевыми выступами, эти участки расширяются на меньшую величину (если вообще это происходит), например, приблизительно на 10%, что позволяет в значительной степени снизить отрицательное воздействие расширения на соединения и существенно уменьшить риск потери соединения.
Наружная поверхность частей обычной обсадной колонны иногда покрыта фрикционным и/или уплотнительным материалом, таким как резина. Таким образом, когда обсадную колонну опускают в ствол скважины и расширяют, фрикционный и/или уплотнительный материал входит в контакт с породой, окружающей ствол скважины, тем самым усиливая контакт между обсадной колонной и породой и возможно, но необязательно, образуя уплотнение в кольцевом пространстве между обсадной колонной и породой.
Однако когда части обсадной колонны опускают в скважину, фрикционный и/или уплотнительный материал часто истирается во время данного процесса, в особенности в стволах скважин, которые сильно отклонены, тем самым не позволяя достичь заданной цели.
Часть 10 обсадной колонны также выполнена, по меньшей мере, с одним участком 20 с углублением, который имеет длину Лъ в аксиальном направлении, и в этом углублении может быть расположена резиновая смесь 22 или другой фрикционный и/или усиливающий уплотнение материал. Участок 20 с углублением в данном варианте осуществления представляет собой участок с кольцевым углублением, хотя это не существенно. Внутренний диаметр Ό участка 20 с углублением, как правило, уменьшен на некоторую величину, кратную толщине ΐ стенки с кратностью х, т.е. Ό = С-χΐ. Кратность х может иметь любое значение, но предпочтительно находится в диапазоне от 0,5 до 5, более предпочтительно - от 0,5 до 2, хотя также могут быть использованы значения за пределами данных диапазонов.
Участок 20 с углублением, как правило, ослабляют путем использования, например, термообработки. При расширении участок 20 с углублением становится прочнее, а термообработка приводит к тому, что участок 20 с углублением легче подвергается расширению.
При расширении участка 20 с углублением фрикционный и/или уплотнительный материал 22 выступает от наружной поверхности 108 части 10 обсадной колонны и, таким образом, входит в контакт с породой, окружающей ствол скважины. Однако поскольку фрикционный и/или уплотнительный материал 22, по существу, находится внутри углубления на участке 20 с углублением перед расширением части 10 обсадной колонны, материал 22, по существу, защищен, когда часть 10 обсадной колонны опускают в ствол скважины, в результате чего значительно уменьшается возможность истирания материала 22.
В данном конкретном варианте осуществления фрикционный и/или уплотнительный материал 22 находится внутри углубления на участке 20 с углублением и, как правило, содержит резину или другой упругий материал любого пригодного типа. Например, резина может представлять собой резину любой пригодной твердости (например, от 40 до 90 единиц или более при измерении с помощью твердомера). В данном варианте осуществления материал 22 просто заполняет углубление на участке 20 с углублением, но материалу 22 может быть придана некоторая конфигурация или профиль такие, как показанные на фиг. 6 и 7, описанных ниже.
Таким образом, предложена часть обсадной колонны, которая может быть расширена в радиальном направлении с уменьшенным риском потери соединения в местах резьбовых соединений благодаря выполнению соединительных элементов на кольцевых выступах. Кроме того, углубление предотвращает истирание фрикционного и/или уплотнительного материала при опускании обсадной колонны в ствол скважины.
На фиг. 2 показано расширительное устройство 50, предназначенное для использования при расширении части 10 обсадной колонны. Расширительное устройство 50 выполнено с первым кольцевым выступом 52, находящимся на первом конце или рядом с первым концом расширительного устройства, как правило, на переднем конце 50Ь. Наибольший диаметр первого кольцевого выступа 52 имеет такую величину, что он приблизительно равен номинальному диаметру С части 10 обсадной колонны или немного меньше его.
На расстоянии от первого кольцевого выступа 52 имеется второй кольцевой выступ 54, как правило, выполненный на втором конце или рядом со вторым концом расширительного устройства 50, например, на заднем конце 501. Диаметр второго кольцевого выступа 54, как правило, равен диаметру части 10 обсадной колонны в конечном расширенном состоянии.
Расширительное устройство 50, как правило, изготовлено из керамического материала. В альтернативном варианте устройство 50 может быть изготовлено из стали или из комбинации стали и керамического материала. Устройство 50 в возможном варианте, но необязательно, выполнено гибким, так что оно может изгибаться, при продвигании его через обсадную колонну или т.п. (непоказанную), в результате чего оно может «приспосабливаться» к любым изменениям внутреннего диаметра обсадной колонны или т. п.
На фиг. 3 показано расширительное устройство 50 внутри части 10 обсадной колонны в процессе использования. Расширительное устройство 50 продвигают вдоль обсадной колонны в направлении стрелки 60, используя, например, давление текучей среды. Устройство 50 также можно перемещать в направлении стрелки 60, используя, например, скребок для чистки труб или тяговое устройство, или его можно тянуть в направлении стрелки 60, используя бурильную трубу, буровые штанги, змеевиковую трубу, провод или т.п., или его можно проталкивать путем использования давления текучей среды, веса колонны или т.п.
По мере того, как устройство 50 продвигают вдоль обсадной колонны, внутренний диа метр колонны (и таким образом, наружный диаметр) увеличивается в радиальном направлении. Пластическая деформация колонны в радиальном направлении заставляет наружную поверхность 105 части 10 обсадной колонны входить в контакт с породой, окружающей ствол скважины (непоказанный), при этом порода [пласт] также деформируется в радиальном направлении. Таким образом, обсадная колонна расширяется, при этом наружная поверхность 105 контактирует с породой, и обсадная колонна удерживается на месте благодаря этому физическому контакту, и отсутствует необходимость в использовании цемента для заполнения кольцевого пространства, образованного между наружной поверхностью 105 и породой. Таким образом, увеличенная себестоимость добычи, связанная с процессом цементирования, и время, затрачиваемое на выполнение операции цементирования, значительно уменьшаются.
Часть 10 обсадной колонны, как правило, способна выдерживать пластическую деформацию, [вызывающую увеличение ее диаметра] не менее чем на 10% от номинального внутреннего диаметра С. Это обеспечивает возможность расширения части 10 обсадной колонны в достаточной степени для того, чтобы она вошла в контакт с породой, при этом предотвращается разрушение части 10 обсадной колонны.
Усилие, требуемое для увеличения диаметра части 10 обсадной колонны примерно на 20%, может быть значительным. В частности, когда расширительное устройство 50 продвигают вдоль части 10 обсадной колонны, первый кольцевой выступ 52 используется для расширения участка 20 с кольцевым углублением до диаметра, по существу, равного номинальному диаметру С части 10 обсадной колонны. Кроме того, второй кольцевой выступ 54 требуется для увеличения номинального диаметра С части 10 обсадной колонны, в результате чего наружная поверхность 105 входит в контакт с окружающей породой.
Очевидно, что усилие, требуемое для одновременного расширения участка 20 с углублением и увеличения номинального диаметра С, является значительным. Таким образом, размер А (который представляет собой измеренное в продольном направлении расстояние между первым и вторым кольцевыми выступами 52, 54) предпочтительно задают таким, чтобы он был немного больше размера В. Размер В представляет собой измеренное в продольном направлении расстояние между точкой 62, в которой диаметр Е участка 16 с кольцевым выступом начинает уменьшаться до номинального диаметра С, и точкой 64, в которой номинальный диаметр С начинает уменьшаться до диаметра Ό участка 20 с кольцевым углублением.
Места, в которых происходит уменьшение или приращение диаметра между участками с диаметрами С, Ό, Е части 10 обсадной колонны, как правило, выполнены скругленными для облегчения процесса расширения.
Расстояние между точкой 62 и концом 66 части обсадной колонны определяется как размер Е, принимая во внимание перекрытие, которое имеет место в результате резьбового соединения последовательных частей 10 обсадной колонны. Отсюда следует, что размер А, по существу, равен размеру В плюс удвоенный размер Р, учитывая перекрытие.
На фиг. 4 показан график зависимости усилия Р от расстояния б, который иллюстрирует изменение усилия, требуемого для увеличения диаметров С, И, Е.
Усилие Εν представляет собой номинальное усилие, требуемое для расширения участков части 10 обсадной колонны с номинальным диаметром С. Усилие Ес представляет собой уменьшенное усилие, которое требуется для расширения участков части 10 обсадной колонны с диаметром Е. Усилие Е|< представляет собой увеличенное усилие, которое требуется для расширения участка 20 с углублением при одновременном расширении участков части 10 обсадной колонны с диаметром Е (т.е. усилия Εν + Ευ).
По мере продвигания расширительного устройства 50 вдоль обсадной колонны образуется усилие Εν для расширения обсадной колонны. Когда расширительное устройство 50 достигнет точки 68 (фиг. 3), где второй кольцевой выступ 54 расширительного устройства 50 входит в участок 16 части 10 обсадной колонны, выполненный с кольцевым выступом, усилие уменьшается, поскольку участок 16 с кольцевым выступом должен быть расширен на сравнительно малую величину. Это показано на фиг. 4 в виде постепенного уменьшения усилия до значения Ес, которое представляет собой усилие, требуемое для расширения участков обсадной колонны, имеющих диаметр Е (т.е. участков 16, 18 с кольцевыми выступами).
По мере того как расширительное устройство 50 продолжают продвигать в направлении стрелки 60, первый кольцевой выступ 52 расширительного устройства 50 входит в контакт с участком 20 с углублением в точке 64 (фиг. 3). Как показано на фиг. 4, суммарное усилие Ет, которое потребовалось бы для расширения участков части 10 обсадной колонны, имеющих номинальный диаметр С, и участка 20 с углублением в том случае, когда не используются участки 16, 18 с кольцевыми выступами, существенно превышает как номинальное усилие Р,, так и уменьшенное усилие Ев. Однако при уменьшении усилия до уменьшенного усилия Ес, что имеет место из-за наличия участков 16, 18 с кольцевыми выступами на части 10 обсадной колонны, и благодаря размещению первого и второго кольцевых выступов 52, 54 на определенном расстоянии друг от друга на расширительном устройстве 50, усилие Ек, которое тре буется для расширения участка 20 с углублением и участков 16, 18 с кольцевыми выступами, существенно меньше суммарного усилия Ет, которое потребовалось бы для расширения обсадной колонны без участков 16, 18 с кольцевыми выступами.
Таким образом, в том случае, когда размер А, по существу, равен сумме размера В и удвоенного размера Е или несколько меньше этой суммы, первый кольцевой выступ 52 входит в контакт с участком 20 с углублением, когда второй кольцевой выступ 54 входит в участок части 10 обсадной колонны, имеющий диаметр Е, тем самым позволяя обеспечить наличие большего усилия, требуемого для расширения участка 20 с углублением и участков 16, 18 с кольцевыми выступами.
Следует отметить, что расширение участка 20 с углублением представляет собой двухэтапный процесс. Сначала первый кольцевой выступ 52 обеспечивает увеличение диаметра И до такой степени, что он становится, по существу, равным диаметру С (т.е. номинальному диаметру). После этого второй кольцевой выступ 54 обеспечивает расширение участков обсадной колонны, имеющих диаметр С, в такой степени, что их диаметр становится, по существу, равным диаметру Е (или превышает его в случае необходимости).
На фиг. 5 показана часть 100 обсадной колонны в соответствии с четвертым аспектом настоящего изобретения. Часть 100 обсадной колонны предпочтительно изготовлена из пластичного материала и поэтому способна выдерживать пластическую деформацию. Часть 100 обсадной колонны может иметь любую длину, включая длину укороченной трубы.
Часть 100 обсадной колонны выполнена с соединительным средством 112, расположенным на первом конце части 100 обсадной колонны, и соединительным средством 114, расположенным на втором конце части 100 обсадной колонны. Соединительное средство 112, как правило, представляет собой гнездовой соединительный элемент, а соединительное средство 114, как правило, представляет собой штырьковый соединительный элемент, как известно в данной области техники. Штырьковые и гнездовые соединительные элементы обеспечивают возможность соединения вместе множества частей 100 обсадной колонны для образования колонны (непоказанной). Следует отметить, что может быть использовано любое обычное средство, например сварка, для соединения последовательных участков части обсадной колонны.
Часть 100 обсадной колонны имеет фрикционный и/или уплотнительный материал 116, нанесенный на наружную поверхность 1008 части 100 обсадной колонны на защищенном участке 118. Защищенный участок 118, как правило, содержит впадину 120, расположенную между двумя участками 122, 124 с выступами.
Следует отметить, что часть 100 обсадной колонны может быть выполнена только с одним участком 122, 124 с выступом, при этом участок 122, 124 с выступом в процессе использования должен быть расположен в стволе нисходящей скважины ниже в вертикальном направлении по сравнению с фрикционным и/или уплотнительным материалом 116, так что материал 116 оказывается защищенным с помощью участка 122, 124 с выступом, когда часть 100 обсадной колонны опускают в ствол скважины. Другими словами, один участок 122, 124 с выступом «предшествует» материалу 116 и тем самым защищает материал 116, когда часть 100 обсадной колонны опускают в ствол скважины.
Участки 122, 124 с выступами, как правило, имеют больший внутренний диаметр Н по сравнению с номинальным внутренним диаметром С части 100 обсадной колонны. Диаметр Н, как правило, равен сумме номинального внутреннего диаметра С и величины, кратной толщине ΐ стенки с кратностью ζ, т.е. Н = С + ζΐ. Кратность ζ может представлять собой любую величину и предпочтительно находится в диапазоне от 0,5 до 5, наиболее предпочтительно - от 0,5 до 2, в то же время можно использовать значения за пределами данных диапазонов.
По меньшей мере, один участок (участки) 122, 124 с выступом предпочтительно образован (образованы) путем расширения части 100 обсадной колонны соответствующим расширительным устройством (непоказанным) на поверхности, т.е. перед вводом части 100 обсадной колонны в ствол скважины. Фрикционный и/или уплотнительный материал 116 может быть нанесен на защищенный участок 118 наружной поверхности 1008 после образования участков 122, 124 с выступами, в то же время материал 116 может быть нанесен на наружную поверхность 1008 перед образованием участков 122, 124 с выступами.
В альтернативном варианте защищенный участок 118 может содержать углубление (непоказанное), которое получают путем механической обработки на наружной поверхности части 100 обсадной колонны. В данном варианте осуществления фрикционный и/или уплотнительный материал 116 размещен внутри углубления, так что он, по существу, защищен, когда часть 100 обсадной колонны опускают в ствол скважины. Дополнительным альтернативным вариантом было бы размещение фрикционного и/или уплотнительного материала 116 на обжатом участке (т.е. на сдавленном участке), образующем тем самым защищенный участок части 100 обсадной колонны. Эти конкретные варианты осуществления не требуют наличия никаких участков с выступами на части 100 обсадной колонны.
Следует отметить, что защищенный участок 118 может иметь любую пригодную форму; т.е. он может, например, не быть строго ко аксиальным с остальной частью 100 обсадной колонны и не быть параллельным ей.
Как показано на фиг. 5, фрикционный и/или уплотнительный материал 116 может содержать две или более полосок материала 116. В данном варианте материал 116 содержит две, как правило, кольцевые полоски из резины, каждая из которых имеет толщину 0,15 дюйма (приблизительно 3,81 мм) и длину 5 дюймов (приблизительно 127 мм). Резина может иметь любые определенные значения твердости, например, от 40 до 90 единиц при измерении с помощью твердомера, в то же время можно использовать другие виды резины или упругие материалы различной твердости.
Тем не менее, следует отметить, что фрикционный и/или уплотнительный материал 116 может иметь любую пригодную форму. Например, материал 116 может проходить вдоль длины впадины 118. Также следует отметить, что материал 116 не обязательно должен представлять собой кольцевые полоски, а может быть размещен в виде любой пригодной конфигурации.
Например, и как показано на фиг. 6а-6с, фрикционный и/или уплотнительный материал 116 может иметь вид двух наружных полосок 150, 152 из первой резины, при этом каждая полоска 150, 152 имеет ширину порядка 1 дюйма (приблизительно 25,4 мм). Третья полоска 154 из второй резины расположена между двумя наружными полосками 150, 152 и, как правило, имеет ширину около 3 дюймов (76,2 мм). Первая резина двух наружных полосок 150, 152, как правило, имеет твердость порядка 90 единиц при измерении ее на твердомере, а вторая резина третьей полоски 154, как правило, имеет твердость 60 единиц при измерении ее на твердомере.
Две наружные полоски 150, 152, выполненные из более твердой резины, создают выдерживающее относительно высокую температуру уплотнение и резервное уплотнение для относительно более мягкой резины третьей полоски 154. Третья полоска 154, как правило, создает уплотнение, выдерживающее более низкую температуру.
Наружная сторона 1548 третьей полоски 154 может быть выполнена с определенным профилем, как показано на фиг. 6с. Наружная сторона 1548 выполнена ребристой для увеличения сцепления третьей полоски 154 с внутренней стороной второй трубы (например, предварительно установленной нижней части обсадной колонны, обсадной трубы или т. п. или породы в стволе скважины), в которой размещена часть 100 обсадной колонны.
В качестве дополнительного альтернативного варианта, как показано на фиг. 7а и 7Ь, фрикционный и/или уплотнительный материал
116 может иметь вид зигзагообразного элемента. В данном варианте осуществления фрикци19 онный и/или уплотнительный материал 116 представляет собой одну (кольцевую) полоску из резины, которая, например, имеет твердость 90 единиц при измерении ее на твердомере, имеет ширину около 2,5 дюйма (приблизительно 63,5 мм) и толщину около 0,12 дюйма (приблизительно 3 мм).
Для создания зигзагообразного рисунка и тем самым увеличения прочности сцепления и/или уплотнения, которое материал 116 обеспечивает в процессе использования, в полоске из резины профрезеровано некоторое количество пазов [прорезей] 160 (например, 20). Пазы 160, как правило, имеют ширину порядка 0,2 дюйма (приблизительно 5 мм) и длину около 2 дюймов (приблизительно 50 мм). Пазы 160 профрезерованы вдоль одного края полосы приблизительно в двадцати местах, которые расположены на одной окружности на определенном расстоянии друг от друга, при этом угловое расстояние между каждыми [двумя соседними пазами составляет] приблизительно 18°. Операцию затем повторяют путем фрезерования других двадцати пазов 160 на другой стороне полоски, при этом пазы на другой стороне смещены в окружном направлении на 9° от пазов 160 на первой стороне.
Следует отметить, что часть 100 обсадной колонны, показанную на фиг. 5, обычно называют укороченной трубой, которая имеет длину порядка 5-10 футов. Однако длина части 100 обсадной колонны может составлять порядка 30-45 футов, тем самым делая часть 100 обсадной колонны обсадной трубой со стандартной длиной.
Вариант осуществления части 100 обсадной колонны, показанный на фиг. 5, имеет ряд преимуществ, заключающихся в том, что эта часть 100 обсадной колонны может быть расширена с помощью одноступенчатого расширительного устройства (т.е. устройства, которое выполнено с одним расширяющим выступом), как правило, в нисходящей скважине. Таким образом, часть 100 обсадной колонны может быть расширена в радиальном направлении с помощью любого обычного расширительного устройства. Кроме того, изготовление части 100 обсадной колонны является более простым и связано с меньшими затратами по сравнению с изготовлением части 10 обсадной колонны (фиг. 1 и 3).
Часть 100 обсадной колонны может быть использована в качестве металлического ствольного пакера [устанавливаемого в необсаженном стволе скважины]. Например, первая часть 100 обсадной колонны может быть присоединена к колонне из расширяемых труб, и вторая часть 100 обсадной колонны также может быть присоединена к колонне на некотором расстоянии в продольном (т.е. осевом) направлении от первой части 100 обсадной колонны. Таким образом, когда колонна из расширяемых труб будет расширена, пространство между первой и второй частями 100 обсадной колонны будет изолировано благодаря фрикционному и/или уплотнительному материалу.
Таким образом, предложена часть обсадной колонны, которая может быть расширена в радиальном направлении с уменьшенным риском потери соединения между частями обсадной колонны. Кроме того, часть обсадной колонны в некоторых вариантах осуществления выполнена, по меньшей мере, с одним участком с углублением, при этом фрикционный и/или уплотнительный материал (например, резина) размещен внутри углубления, в результате чего материал оказывается, по существу, защищенным, когда обсадную колонну опускают в ствол скважины. После этого фрикционный и/или уплотнительный материал будет выступать от наружной поверхности части обсадной колонны, как только обсадная колонна будет расширена.
Кроме того, предложено расширительное устройство, которое, в частности, подходит для использования вместе с частью обсадной колонны, согласно первому аспекту настоящего изобретения. Расстояние между первым и вторым кольцевыми выступами в некоторых вариантах осуществления расширительного устройства выбирают таким, чтобы оно совпадало с расстоянием между участками с кольцевыми выступами и, по меньшей мере, одним выполненным с углублением участком части обсадной колонны.
Дополнительно предложена альтернативная часть обсадной колонны, которая выполнена с защищенным участком, на котором может быть размещен фрикционный и/или уплотнительный материал. Защищенный участок, по существу, защищает фрикционный и/или уплотнительный материал, нанесенный на наружную поверхность части обсадной колонны, когда обсадную колонну опускают в ствол скважины или т. п.
Могут быть выполнены модификации и усовершенствования вышеописанных устройств и способов без отхода от объема настоящего изобретения.

Claims (32)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Трубчатый элемент для ствола скважины, содержащий фрикционный и/или уплотнительный материал, нанесенный на наружную поверхность трубчатого элемента и расположенный на защищенном участке, так что фрикционный и/или уплотнительный материал, по существу, защищен во время опускания трубчатого элемента в ствол скважины.
  2. 2. Трубчатый элемент по п.1, в котором защищенный участок содержит впадину, расположенную между двумя участками с выступом.
  3. 3. Трубчатый элемент по п.2, в котором участок с впадиной имеет такой же внутренний диаметр, что и трубчатый элемент.
  4. 4. Трубчатый элемент по п.2 или 3, в котором участки с выступами имеют внутренний диаметр, увеличенный на величину, кратную толщине стенки трубчатого элемента.
  5. 5. Трубчатый элемент по п.1, в котором защищенный участок содержит цилиндрический участок, расположенный, по существу, рядом с участком с выступом, причем наружный диаметр участка с выступом больше наружного диаметра цилиндрического участка.
  6. 6. Трубчатый элемент по п.5, в котором участок с выступом расположен таким образом, что цилиндрический участок, по существу, защищен, когда трубчатый элемент опускают в ствол скважины.
  7. 7. Трубчатый элемент по п.5 или 6, в котором цилиндрический участок имеет тот же внутренний диаметр, что и трубчатый элемент.
  8. 8. Трубчатый элемент по любому из пп.57, в котором участок с выступом имеет внутренний диаметр, увеличенный на величину, кратную толщине стенки трубчатого элемента.
  9. 9. Трубчатый элемент по п.1, в котором защищенный участок содержит участок с углублением на наружной поверхности трубчатого элемента.
  10. 10. Трубчатый элемент по п.9, в котором фрикционный и/или уплотнительный материал расположен внутри углубления.
  11. 11. Трубчатый элемент по любому предшествующему пункту, содержащий соединительное средство, предназначенное для облегчения соединения трубчатых элементов в колонну.
  12. 12. Трубчатый элемент по п.11, в котором соединительное средство расположено на каждом конце трубчатого элемента.
  13. 13. Трубчатый элемент по п.11 или 12, в котором соединительное средство содержит резьбовое соединение.
  14. 14. Трубчатый элемент по п.12 или 13, в котором соединительное средство содержит штырь на одном конце трубчатого элемента и гнездо на другом конце трубчатого элемента.
  15. 15. Трубчатый элемент для ствола скважины, содержащий соединительное средство, предназначенное для облегчения соединения трубчатых элементов в колонну и расположенное на участке с кольцевым выступом, размещенном на, по меньшей мере, одном конце трубчатого элемента, и, по меньшей мере, один участок с углублением, в котором размещен фрикционный и/или уплотнительный материал.
  16. 16. Трубчатый элемент по п.15, в котором, по меньшей мере, один участок с углублением представляет собой участок с кольцевым углублением.
  17. 17. Трубчатый элемент по п.15 или 16, в котором, по меньшей мере, один участок с уг лублением ослаблен для облегчения пластической и/или упругой деформации, по меньшей мере, одного участка с углублением.
  18. 18. Трубчатый элемент по любому из пп.15-17, в котором внутренний диаметр, по меньшей мере, одного участка с углублением уменьшен по отношению к внутреннему диаметру трубчатого элемента рядом с участком с углублением.
  19. 19. Трубчатый элемент по п.18, в котором внутренний диаметр, по меньшей мере, одного участка с углублением уменьшен на величину, кратную толщине стенки трубчатого элемента.
  20. 20. Трубчатый элемент по любому из пп.15-19, в котором соединительное средство расположено на участке с кольцевым выступом, размещенным на каждом конце трубчатого элемента.
  21. 21. Трубчатый элемент по любому предшествующему пункту, в котором соединительное средство содержит первую винтовую резьбу, выполненную на участке с кольцевым выступом на первом конце трубчатого элемента, и вторую винтовую резьбу, выполненную на участке с кольцевым выступом на втором конце трубчатого элемента.
  22. 22. Трубчатый элемент по п.20 или 21, в котором внутренний диаметр участка с кольцевым выступом увеличен по отношению к внутреннему диаметру трубчатого элемента рядом с участком с кольцевым выступом.
  23. 23. Трубчатый элемент по п.22, в котором внутренний диаметр участка с кольцевым выступом увеличен на величину, кратную толщине стенки трубчатого элемента.
  24. 24. Трубчатый элемент по любому предшествующему пункту, который изготовлен из пластичного материала.
  25. 25. Расширительное устройство, содержащее корпус, выполненный с первым кольцевым выступом и вторым кольцевым выступом, расположенным на расстоянии от первого кольцевого выступа.
  26. 26. Расширительное устройство по п.25, в котором радиальное расширение второго кольцевого выступа больше радиального расширения первого кольцевого выступа.
  27. 27. Расширительное устройство по п.25 или 26, используемое для расширения трубчатого элемента, содержащего соединительное средство, предназначенное для облегчения соединения трубчатых элементов в колонну и расположенное на участке с кольцевым выступом, размещенном, по меньшей мере, на одном конце трубчатого элемента, и, по меньшей мере, один участок с углублением, в котором размещен фрикционный и/или уплотнительный материал.
  28. 28. Расширительное устройство по п.27, в котором второй кольцевой выступ расположен на расстоянии от первого кольцевого выступа, по существу, равном расстоянию между участком с кольцевым выступом предшествующего трубчатого элемента и, по меньшей мере, одним участком трубчатого элемента с углублением.
  29. 29. Расширительное устройство по п.27 или 28, в котором первый кольцевой выступ входит в контакт, по меньшей мере, с одним участком трубчатого элемента с углублением, по существу, одновременно с входом второго кольцевого выступа в участок трубчатого элемента с кольцевым выступом.
  30. 30. Способ закрепления ствола буровой скважины в подземном пласте, содержащий опускание в ствол скважины трубчатого элемента, содержащего соединительное средство, предназначенное для облегчения соединения трубчатых элементов в колонну и расположенное на участке с кольцевым выступом, размещенным, по меньшей мере, на одном конце трубчатого элемента, и, по меньшей мере, один
    501 54 52
    Фиг. 2
    Фиг. 3 участок с углублением, внутри которого размещен фрикционный и/или уплотнительный материал, и приложение радиального усилия к трубчатому элементу, используя расширительное устройство для осуществления радиальной деформации трубчатого элемента и/или подземного пласта.
  31. 31. Способ по п.30, в котором используют расширительное устройство, содержащее корпус, выполненный с первым кольцевым выступом и вторым кольцевым выступом, расположенным на расстоянии от первого кольцевого выступа.
  32. 32. Способ по п.30 или 31, дополнительно содержащий снятие радиального усилия с трубчатого элемента.
EA200200339A 1999-09-06 2000-09-06 Расширяемая труба для нисходящей скважины EA003386B1 (ru)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
GBGB9920934.8A GB9920934D0 (en) 1999-09-06 1999-09-06 Expander device
GBGB9925017.7A GB9925017D0 (en) 1999-10-23 1999-10-23 Apparatus and method
PCT/GB2000/003403 WO2001018353A1 (en) 1999-09-06 2000-09-06 Expandable downhole tubing

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA200200339A1 EA200200339A1 (ru) 2002-10-31
EA003386B1 true EA003386B1 (ru) 2003-04-24

Family

ID=26315907

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA200200339A EA003386B1 (ru) 1999-09-06 2000-09-06 Расширяемая труба для нисходящей скважины

Country Status (13)

Country Link
US (1) US6745846B1 (ru)
EP (2) EP1517001B1 (ru)
JP (1) JP4508509B2 (ru)
AU (1) AU775105B2 (ru)
CA (1) CA2383150C (ru)
DE (2) DE60044853D1 (ru)
DK (2) DK1210501T3 (ru)
EA (1) EA003386B1 (ru)
MX (1) MXPA02002419A (ru)
NO (1) NO331353B1 (ru)
NZ (1) NZ517490A (ru)
OA (1) OA12012A (ru)
WO (1) WO2001018353A1 (ru)

Families Citing this family (31)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7552776B2 (en) * 1998-12-07 2009-06-30 Enventure Global Technology, Llc Anchor hangers
CA2356194C (en) 1998-12-22 2007-02-27 Weatherford/Lamb, Inc. Procedures and equipment for profiling and jointing of pipes
GB0106820D0 (en) * 2001-03-20 2001-05-09 Weatherford Lamb Tubing anchor
WO2003023179A2 (en) * 2001-09-06 2003-03-20 Enventure Global Technology System for lining a wellbore casing
US7373990B2 (en) * 1999-12-22 2008-05-20 Weatherford/Lamb, Inc. Method and apparatus for expanding and separating tubulars in a wellbore
ATE273769T1 (de) * 2000-10-13 2004-09-15 Shell Int Research Verfahren zum verbinden von aneinanderstossenden expandierbaren rohren
US6722427B2 (en) 2001-10-23 2004-04-20 Halliburton Energy Services, Inc. Wear-resistant, variable diameter expansion tool and expansion methods
US6681862B2 (en) 2002-01-30 2004-01-27 Halliburton Energy Services, Inc. System and method for reducing the pressure drop in fluids produced through production tubing
US6854521B2 (en) 2002-03-19 2005-02-15 Halliburton Energy Services, Inc. System and method for creating a fluid seal between production tubing and well casing
US6825126B2 (en) 2002-04-25 2004-11-30 Hitachi Kokusai Electric Inc. Manufacturing method of semiconductor device and substrate processing apparatus
US7125053B2 (en) 2002-06-10 2006-10-24 Weatherford/ Lamb, Inc. Pre-expanded connector for expandable downhole tubulars
GB0215659D0 (en) 2002-07-06 2002-08-14 Weatherford Lamb Formed tubulars
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
GB2432388B (en) * 2003-03-11 2007-10-17 Enventure Global Technology Apparatus for radially expanding and plastically deforming a tubular member
GB0315251D0 (en) * 2003-06-30 2003-08-06 Bp Exploration Operating Device
US7452007B2 (en) 2004-07-07 2008-11-18 Weatherford/Lamb, Inc. Hybrid threaded connection for expandable tubulars
US7798536B2 (en) 2005-08-11 2010-09-21 Weatherford/Lamb, Inc. Reverse sliding seal for expandable tubular connections
US8069916B2 (en) 2007-01-03 2011-12-06 Weatherford/Lamb, Inc. System and methods for tubular expansion
US7857064B2 (en) 2007-06-05 2010-12-28 Baker Hughes Incorporated Insert sleeve forming device for a recess shoe
US8261842B2 (en) 2009-12-08 2012-09-11 Halliburton Energy Services, Inc. Expandable wellbore liner system
GB201104694D0 (en) 2011-03-21 2011-05-04 Read Well Services Ltd Apparatus and method
US8657001B2 (en) * 2011-04-28 2014-02-25 Enventure Global Technology, L.L.C. Downhole release joint
GB2501417B (en) * 2012-03-21 2014-04-09 Meta Downhole Ltd Apparatus and a method for securing and sealing a tubular portion to another tubular
US10024144B2 (en) * 2013-03-15 2018-07-17 Weatherford Technology Holdings, Llc Thick wall shouldered launcher
JP5822872B2 (ja) * 2013-06-07 2015-11-25 新郊パイプ工業株式会社 配管端末構造の製造方法
EP3099762B1 (en) 2014-01-28 2019-10-02 Shell International Research Maatschappij B.V. Conversion of biomass or residual waste material to biofuels
GB2543214B (en) * 2014-08-13 2017-10-04 Shell Int Research Assembly and method for creating an expanded tubular element in a borehole
BR112018005995A2 (pt) 2015-09-25 2018-10-23 Shell Int Research conversão de biomassa em metano
EP3266976A1 (en) * 2016-07-08 2018-01-10 Paul Bernard Lee Method of providing an annular seal in a wellbore
GB202000026D0 (en) * 2020-01-02 2020-02-19 Lee Paul Bernard method and apparatus for creating an annular seal in a wellbore

Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3203451A (en) * 1962-08-09 1965-08-31 Pan American Petroleum Corp Corrugated tube for lining wells
US3504515A (en) * 1967-09-25 1970-04-07 Daniel R Reardon Pipe swedging tool
CA2006931C (en) * 1988-11-22 1995-10-24 Gabdrashit Sultanovich Abdrakhmanov Arrangement for patching off troublesome zones in a well
WO1997021901A2 (en) * 1995-12-09 1997-06-19 Petroline Wellsystems Limited Tubing connector
WO1998022690A1 (en) * 1996-11-22 1998-05-28 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Connector for an expandable tubing string
WO1998042947A1 (en) * 1997-03-21 1998-10-01 Petroline Wellsystems Limited Expandable slotted tubing string and method for connecting such a tubing string
EP0961007A2 (en) * 1998-05-28 1999-12-01 Halliburton Energy Services, Inc. Expandable wellbore junction

Family Cites Families (18)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CH322356A (de) * 1954-09-14 1957-06-15 Bachmann Louis Vorrichtung zum Ausweiten von eindrückbaren Rohren
US3860270A (en) * 1971-09-30 1975-01-14 Hydrotech Int Inc Apparatus for effecting a connection to a tubular member or the like
US3722588A (en) * 1971-10-18 1973-03-27 J Tamplen Seal assembly
US3754430A (en) * 1972-03-20 1973-08-28 Halstead Ind Inc Method and apparatus for expanding tubes
US3776307A (en) 1972-08-24 1973-12-04 Gearhart Owen Industries Apparatus for setting a large bore packer in a well
US4109716A (en) * 1975-07-21 1978-08-29 Otis Engineering Corporation Seal
GB1493946A (en) * 1975-09-24 1977-11-30 Rolls Royce Motors Ltd Method of and swaging tool for producing a joint
US4178992A (en) * 1978-01-30 1979-12-18 Exxon Production Research Company Metal seal tubing plug
US4282734A (en) * 1979-02-05 1981-08-11 Century Machine, Inc. Structure of truing piston cylinders
USRE30690E (en) * 1980-04-17 1981-07-28 Otis Engineering Corporation Seal
MY108743A (en) * 1992-06-09 1996-11-30 Shell Int Research Method of greating a wellbore in an underground formation
FR2717855B1 (fr) 1994-03-23 1996-06-28 Drifflex Procédé pour rendre étanche la liaison entre un chemisage intérieur d'une part, et un puits de forage, un tubage ou une canalisation extérieure d'autre part.
ZA96241B (en) * 1995-01-16 1996-08-14 Shell Int Research Method of creating a casing in a borehole
RU2107145C1 (ru) * 1996-01-25 1998-03-20 Санкт-Петербургский государственный аграрный университет Протектор для обсадной колонны
MY116920A (en) * 1996-07-01 2004-04-30 Shell Int Research Expansion of tubings
US6085838A (en) 1997-05-27 2000-07-11 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for cementing a well
US6098717A (en) 1997-10-08 2000-08-08 Formlock, Inc. Method and apparatus for hanging tubulars in wells
CA2356194C (en) 1998-12-22 2007-02-27 Weatherford/Lamb, Inc. Procedures and equipment for profiling and jointing of pipes

Patent Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3203451A (en) * 1962-08-09 1965-08-31 Pan American Petroleum Corp Corrugated tube for lining wells
US3504515A (en) * 1967-09-25 1970-04-07 Daniel R Reardon Pipe swedging tool
CA2006931C (en) * 1988-11-22 1995-10-24 Gabdrashit Sultanovich Abdrakhmanov Arrangement for patching off troublesome zones in a well
WO1997021901A2 (en) * 1995-12-09 1997-06-19 Petroline Wellsystems Limited Tubing connector
WO1998022690A1 (en) * 1996-11-22 1998-05-28 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Connector for an expandable tubing string
WO1998042947A1 (en) * 1997-03-21 1998-10-01 Petroline Wellsystems Limited Expandable slotted tubing string and method for connecting such a tubing string
EP0961007A2 (en) * 1998-05-28 1999-12-01 Halliburton Energy Services, Inc. Expandable wellbore junction

Also Published As

Publication number Publication date
WO2001018353A1 (en) 2001-03-15
EP1517001A3 (en) 2007-08-01
DE60017153D1 (de) 2005-02-03
EP1210501A1 (en) 2002-06-05
EP1517001A2 (en) 2005-03-23
AU7020700A (en) 2001-04-10
EP1210501B1 (en) 2004-12-29
CA2383150C (en) 2008-07-29
DK1210501T3 (da) 2005-05-09
DE60017153T2 (de) 2006-01-05
NO331353B1 (no) 2011-12-05
OA12012A (en) 2006-04-19
CA2383150A1 (en) 2001-03-15
NO20021080D0 (no) 2002-03-05
DK1517001T3 (da) 2010-12-06
AU775105B2 (en) 2004-07-15
MXPA02002419A (es) 2005-06-06
EP1517001B1 (en) 2010-08-18
JP2003508660A (ja) 2003-03-04
DE60044853D1 (de) 2010-09-30
US6745846B1 (en) 2004-06-08
JP4508509B2 (ja) 2010-07-21
NO20021080L (no) 2002-03-19
NZ517490A (en) 2004-02-27
EA200200339A1 (ru) 2002-10-31

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA003386B1 (ru) Расширяемая труба для нисходящей скважины
US7520328B2 (en) Completion apparatus and methods for use in hydrocarbon wells
US9464511B2 (en) Expandable tubing run through production tubing and into open hole
US6585053B2 (en) Method for creating a polished bore receptacle
US7124821B2 (en) Apparatus and method for expanding a tubular
US6997266B2 (en) Expandable hanger and packer
US6688399B2 (en) Expandable hanger and packer
US7178601B2 (en) Methods of and apparatus for casing a borehole
US20090065196A1 (en) Methods and Apparatus for Anchoring and Expanding Tubular Members
US20100147535A1 (en) Expandable Liner Hanger
US10895117B2 (en) Systems and methods for improved centralization and friction reduction using casing rods
US20240151123A1 (en) Two-Stage Expandable Liner Hanger
US4600055A (en) Tubular well tool receiving conduit
MXPA02009349A (es) Conector de tubo enrollado.
NL2032282B1 (en) Slip ring employing radially offset slot
US11905774B2 (en) Anchor mechanism
WO2023014349A1 (en) Slip ring employing radially offset slot
CA3236402A1 (en) Anchor mechanism

Legal Events

Date Code Title Description
PC4A Registration of transfer of a eurasian patent by assignment
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 AZ BY KZ KG MD TJ TM RU