EA004357B1 - Комбинированная система из облицовки и матрицы - Google Patents

Комбинированная система из облицовки и матрицы Download PDF

Info

Publication number
EA004357B1
EA004357B1 EA200300181A EA200300181A EA004357B1 EA 004357 B1 EA004357 B1 EA 004357B1 EA 200300181 A EA200300181 A EA 200300181A EA 200300181 A EA200300181 A EA 200300181A EA 004357 B1 EA004357 B1 EA 004357B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
matrix
well
polymer
reservoir
liner
Prior art date
Application number
EA200300181A
Other languages
English (en)
Other versions
EA200300181A1 (ru
Inventor
Ларс Хилаас
Аре Лунн
Давоуд Тайеби
Йостейн Свеен
Арне Лунн Квернхейм
Марит Валеур Рамстад
Одд Ивар Эриксен
Оле Бернт Лиле
Оле Видар Саастад
Original Assignee
Синвент Ас
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 NO20003777A external-priority patent/NO20003777D0/no
Priority claimed from NO20004130A external-priority patent/NO20004130D0/no
Priority claimed from NO20011569A external-priority patent/NO314956B1/no
Application filed by Синвент Ас filed Critical Синвент Ас
Publication of EA200300181A1 publication Critical patent/EA200300181A1/ru
Publication of EA004357B1 publication Critical patent/EA004357B1/ru

Links

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/02—Subsoil filtering
    • E21B43/08—Screens or liners
    • E21B43/082—Screens comprising porous materials, e.g. prepacked screens
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D39/00—Filtering material for liquid or gaseous fluids
    • B01D39/14—Other self-supporting filtering material ; Other filtering material
    • B01D39/16—Other self-supporting filtering material ; Other filtering material of organic material, e.g. synthetic fibres
    • B01D39/1638—Other self-supporting filtering material ; Other filtering material of organic material, e.g. synthetic fibres the material being particulate
    • B01D39/1653—Other self-supporting filtering material ; Other filtering material of organic material, e.g. synthetic fibres the material being particulate of synthetic origin
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/10—Locating fluid leaks, intrusions or movements
    • E21B47/11—Locating fluid leaks, intrusions or movements using tracers; using radioactivity
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2201/00—Details relating to filtering apparatus
    • B01D2201/08—Regeneration of the filter
    • B01D2201/088—Arrangements for killing microorganisms

Abstract

Изобретение относится к системе и способу, предназначенным для завершения скважины, управления процессами в пласте и ведения непрерывного контроля этих процессов. Создана комбинированная предварительно изготавливаемая система (4) из облицовки и матрицы с определенными свойствами для быстрого и простого завершения скважины и/или пласта, ведения непрерывного контроля и управления. Вариант осуществления комбинированной предварительно изготавливаемой системы (4) из облицовки и матрицы содержит наружную перфорированную трубу или трубную систему (6), внутренний трубный экран (7) и матрицу (8). Кроме того, описан способ управления процессами, происходящими в скважине или в пласте, и непрерывного контроля этих процессов с использованием комбинированной системы из облицовки и матрицы. Комбинированная система из облицовки и матрицы может быть использована в любом технологическом оборудовании, например подобном реакторам, сепараторам и накопительным емкостям. Система также может быть использована в скважинах, предназначенных для добычи газа, или нефти, или воды или в нагнетательных скважинах для завершения скважин, управления ими и ведения непрерывного контроля.

Description

Настоящее изобретение относится к системе и к способу, предназначенным для завершения скважины, а также для управления процессами, происходящими в пласте, и для непрерывного контроля этих процессов. Также раскрыто использование системы и способа.
Предпосылки создания изобретения
Во многих скважинах пласт, несущий углеводороды, должен быть закреплен для предотвращения обрушения буровой скважины или возникновения трещин вокруг нее. Еще одна причина закрепления буровой скважины заключается в необходимости уменьшить поступление мелкозернистых частиц, подобных песку. Чтобы этого добиться, скважину часто облицовывают перфорированной стальной трубой, после чего пространство между скважиной и трубой может быть забутовано гравием или частицами расклинивающего материала, как описано в международной публикации № АО9954592. Кроме того, различные виды фильтров для песка (гравийные или матричные) могут быть размещены с внутренней стороны (патенты США №№ 5893416, 5232048, 5551513) стальной трубы, действующей в качестве облицовки.
Обычно желательно, чтобы в течение добычи углеводородов поступление воды было минимальным по сравнению с добычей нефти или газа. Как правило, это обеспечивают посредством использования технологий, которые позволяют подавлять затопление пласта водой путем чередования зон добычи или путем блокирования прорыва воды. При способах отделения применительно к скважинам в морском дне пытаются осуществить отделение воды, получаемой в буровой скважине, в сочетании с повторяемым нагнетанием получаемой воды. Например, центробежные сепараторы, приводимые в действие электроэнергией, размещают в скважине, чтобы обеспечить внутри сепаратора вихреобразование для отделения текучей среды. Другое решение заключается в установке в буровой скважине систем, состоящих из клапанов и обводных труб, для обхода зон, в которые поступает вода (международная публикация № АО9963234). Однако для такого оборудования требуется энергия, а движущиеся компоненты подвержены износу и поломкам. В патенте США № 6015011 раскрыто выполнение отделения в скважине посредством регулирования разности давлений на фильтре ниже пакера. Другие предложенные способы уменьшения получения воды из скважины включают в себя использование гелей, восприимчивых к воде (патент США № 5609209), частиц, восприимчивых к воде (международная публикация № АО9954592) или микроорганизмов в пористых частицах (международная публикация № АО9936667), расположенных в гравийной забутовке или в разрывах пласта. В патенте США № 6015011 описано выполнение отделения в скважине посредством регулирования разности дав лений на фильтре ниже пакера.
Чтобы довести до оптимальной полную добычу нефти и газа из скважины, некоторые зоны добычи в буровой скважине в заданное время могут быть обойдены или изолированы. Этого можно достичь посредством комплектования зон цементной облицовкой, через которую позже будет произведено механическое проникновение посредством определенного вмешательства. Еще одно решение состоит в установке в буровую скважину системы, состоящей из клапанов или обводных труб, чтобы обойти определенные зоны добычи (международная публикация № АО9963234). Однако для такого оборудования требуется энергия, а подвижные компоненты подвержены износу и поломкам.
Также желательно, чтобы была обеспечена возможность ведения непрерывного контроля добычи и различных факторов, например, местных изменений рН, солености, концентрации углеводородов, температуры, давления, микроорганизмов, а также разности между добычей из пласта и/или нагнетаемой водой. Известный способ ведения непрерывного контроля свойств локального потока в скважине заключается в опускании в скважину каротажного инструмента, что описано в патентах США №№ 4861986, 5723781 и 58811807. Для этого инструмента требуется энергия, а подвижные компоненты подвержены износу и поломкам. Еще один способ непрерывного контроля потока заключается во введении химических индикаторов (патенты США №№ 4420565, 4264329) или в размещении закладок из твердых частиц вдоль буровой скважины (патенты США №№ 3991827,
4008763). В патенте США № 5892147 описано введение радиоактивных изотопов. В патенте Норвегии № 309884, принадлежащем автору предлагаемого изобретения, описаны способы химической фиксации или объединения индикаторов в пласте, конструкциях или фильтрах вокруг скважины. Индикаторы или носители индикаторов химически выделяются, обеспечивая информацию, как функция определенных факторов, таких как расходы нефти или воды.
Цель настоящего изобретения заключается в получении нового решения для выполнения недорогого, быстрого и простого завершения скважины или пласта, предполагающего долговременный непрерывный контроль и повышенную добычу из углеводородных скважин без необходимости использования энергии или подвижных компонентов.
Сущность изобретения
Согласно первому аспекту изобретения создана комбинированная предварительно изготавливаемая система из облицовки и матрицы, содержащая наружную перфорированную трубу или систему труб, имеющую достаточную прочность для функционирования в качестве облицовки и/или экрана для песка, внутренний экран и матрицу, расположенную между наружной трубой и внутренним экраном, при этом комбинированная система из облицовки и матрицы образует предварительно изготавливаемую облицовку с заданными свойствами для быстрого и простого окончания подготовки скважины или пласта к эксплуатации, а также для ведения непрерывного контроля и управления.
Матрица может быть пористой, причем с возможностью контроля пористости, размера пор и распределения пор по размерам, при этом на пористость и, следовательно, на проницаемость может автоматически оказывать влияние окружающая среда, например, поток воды или нефти, либо такое влияние может быть инициировано вручную посредством специальных реагентов. Они могут быть добавлены посредством использования хорошо известных технологий или посредством нагнетательных скважин. Матрица имеет объемную форму (однородную) с той же самой конфигурацией, что и геометрический объем, заполненный мономерным или полимерным раствором до полимеризации, может представлять собой узел по меньшей мере из одного типа полимерных частиц, либо сочетание полимерных частиц в блочном полимере (матрице). Матрица также может содержать инертные, либо порообразующие среды или соединения. Также можно начинать работу с первоначально компактной матрицей, которая в результате внешнего воздействия становится пористой и проницаемой. Как первоначально пористая, так и компактная матрица могут содержать полимер или химическое соединение, вступающее в реакцию при определенных условиях окружающей среды (например, температуре, рН, наличии воды или инициаторов реакции), посредством чего происходит выделение в поток текучей среды веществ, химически связанных с матрицей или связанных с ней посредством адсорбции.
Матрица дополнительно может содержать компоненты, которые могут быть обнаружены после выделения из нее, например химически информирующий индикатор (индикаторы) для ведения постоянного контроля, при добыче и/или при определенных случаях, возникающих в скважине или в пласте. Индикаторы могут быть адсорбированы в матрице, либо могут быть химически соединены с ней.
Предпочтительные варианты системы, состоящей из облицовочного и матричного элементов, раскрыты в зависимых пунктах 2-22 формулы изобретения.
Согласно второму аспекту изобретения в нем создан способ управления процессами, происходящими в скважине или в пласте, и непрерывного контроля этих процессов, используя вышеупомянутую комбинированную систему, состоящую из облицовочного и матричного элементов, при этом способ содержит следую щие операции:
создание комбинированной системы из облицовки и матрицы, содержащей матрицу с определенными свойствами, основанными на данных, касающихся пласта, перед установкой этой системы в пласт;
установка в пласт комбинированной системы из облицовки и матрицы;
управление скважиной или ведение непрерывного контроля за скважиной посредством взаимодействия с матрицей или с помощью матрицы.
Согласно третьему аспекту изобретения вышеупомянутая комбинированная система из облицовки и матрицы может быть использована в качестве комбинированного трубопровода в каком-либо технологическом оборудовании, подобном, например, реакторам, сепараторам и накопительным емкостям.
Составляющая изобретение система из облицовки и матрицы обеспечивает быстрый и простой способ окончания подготовки скважины к эксплуатации и управления процессами, предпочтительно используемыми при добыче нефти, газа или воды, а также в нагнетательных скважинах, и ведения непрерывного контроля за этими процессами. При завершении скважины части последовательности элементов могут представлять собой неперфорированные трубные элементы.
Матрица дополнительно может содержать компоненты, сдерживающие какие-либо нежелательные явления или препятствующие их возникновению, например такие, как рост бактерий или формирование в матрице чешуек.
Изобретение может быть использовано в любой буровой скважине, как находящейся на берегу, так и в открытом море. Оно также может быть использовано для подобных целей в любом технологическом оборудовании.
Краткое описание фигур
Указанные выше и другие отличительные признаки можно будет лучше понять при рассмотрении приведенного далее описания и прилагаемых фигур, на которых изображено следующее:
фиг. 1 схематически представляет буровую скважину, проходящую через различные слои пласта;
фиг. 2 схематически представляет произвольный участок буровой скважины в пласте перед введением системы из облицовки и матрицы, границу буровой скважины и разрывы в пласте;
фиг. 3 схематически представляет произвольный участок буровой скважины в пласте после введения комбинированной системы из облицовки и матрицы согласно варианту осуществления изобретения;
фиг. 4 схематически представляет произвольный участок буровой скважины в пласте после введения комбинированной системы из облицовки и матрицы, при этом согласно варианту осуществления изобретения скважина разделена на участки;
фиг. 5 схематически представляет возможную конструкцию в поперечном сечении комбинированной системы из облицовки и матрицы согласно варианту осуществления изобретения, при этом гибкий перфорированный материал между трубой и внутренним экраном формирует часть комбинированной системы из облицовки и матрицы;
фиг. 6 схематически представляет поперечную стенку возможной конструкции комбинированной системы из облицовки и матрицы согласно варианту осуществления изобретения;
фиг. 7 представляет другой схематический вид возможной конструкции поперечной стенки для комбинированной системы из облицовки и матрицы согласно варианту осуществления изобретения;
фиг. 8 представляет схематический вид возможной конструкции поперечной стенки для выполнения функции контроля воды посредством набухания матрицы с использованием комбинированной системы из облицовки и матрицы согласно варианту осуществления изобретения;
фиг. 9 представляет схематический вид возможной конструкции поперечной стенки для выполнения функции управления потоком текучей среды, используя комбинированную систему из облицовки и матрицы согласно варианту осуществления изобретения;
фиг. 10 представляет схематический вид другого варианта комбинированной системы из облицовки и матрицы согласно варианту осуществления изобретения, при этом наружная перфорированная трубная система состоит из наружного экрана для песка, распорного элемента, перфорированной трубы, другого распорного элемента и другой перфорированной трубы.
Описание изобретения
В приведенном далее описании различные варианты осуществления изобретения представлены лишь в качестве примера и не должны быть использованы для ограничения изобретения.
На фиг. 1 показана комбинированная, предварительно изготавливаемая система 4 из облицовочного и матричного элементов, которая предпочтительно должна быть использована в скважине 2 при добыче нефти, газа или воды, либо при нагнетании. На фигуре показана граница 3 буровой скважины. Предварительно изготавливаемую комбинированную систему 4 вводят в буровую скважину 2, причем эта система может быть изготовлена так, что будет иметь разную длину, прочность и будет обладать разными свойствами. Скважина может быть разделена на секции или зоны посредством использования закупоривающей системы 5. Места расположения элементов закупоривающей системы могут быть определены заранее, например, на основе данных, касающихся пласта. Они также могут быть определены на основе данных другого вида или исходя из опыта. В одном из вариантов (фиг. 3) комбинированная система 4 содержит несколько элементов, при этом каждый элемент состоит из наружной перфорированной трубы или трубной системы 6, обладающей достаточной прочностью, чтобы действовать в качестве облицовки и/или экрана для песка, и внутреннего трубчатого экрана 7, между которыми находится матрица 8. Матрица 8 основана на одном или нескольких типах полимера или полимерных частиц, которые могут иметь один или несколько заданных размеров, придавая матрице желаемые характеристики или свойства. Матрица 8 обладает любой желаемой прочностью и проницаемостью. Кроме того, полимерные частицы в матрице 8 могут служить носителями для каких-либо желаемых химикалиев или микроорганизмов в целях управления и/или непрерывного контроля. Проницаемость матрицы 8 задают, и она может изменяться от нуля до 70%. Она может быть фиксированной или может изменяться по времени в соответствии с расходами нефти или воды, с задаваемыми по времени разрушением или уплотнением, или посредством химического инициирования. Заданные отверстия или прорези 10 через матрицу 8 и внутренний экран 7 обеспечивают при полностью открытых областях почти свободное течение текучих сред из перфорированной трубы или трубной системы 6 (фиг. 6). Чтобы улучшить (усилить) свободный, не ограничиваемый поток текучих сред из перфорированной трубы или трубной системы 6, между трубой или трубной системой 6 и матрицей 8 может быть размещен внутренний экран 16. Площади отверстий или прорезей 10 определяют заранее, при этом они могут быть фиксированными или могут изменяться по времени в соответствии с расходами нефти или воды. Перед монтажом системы в скважине 2 отверстия или прорези 10 могут быть заполнены инертной средой, которая подвергается разрушению в заданное время при определенных условиях в пласте или посредством химического инициирования. Уменьшение открытой области отверстий или прорезей 10 может быть обеспечено посредством набухания матрицы 8.
Система 4 из трубчатого и матричного элементов, показанная на фиг. 1, может быть предварительно изготовлена в виде любых приемлемых секций, подсоединяемых друг к другу или к любым другим трубопроводным элементам, чтобы сформировать трубопровод, легко устанавливаемый в горизонтальные, вертикальные или криволинейные скважины. Свойства матрицы 8, а также форма, размеры и количество отверстий или прорезей 10 через матрицу 8 могут быть определены заранее на основе данных, касающихся пласта, и могут изменяться на любом участке. Перед установкой в пласт каж004357 дый элемент системы 4 может быть испытан. Любой элемент может содержать оборудование для механического или химического уплотнения 5 буровой скважины.
Комбинированная система 4 из облицовки и матрицы может быть выполнена из любых приемлемых материалов, обладающих достаточной прочностью и желаемыми свойствами. Внутренний диаметр элемента системы или свободное пространство внутри элемента должны быть достаточными для свободного течения любых текучих сред и для манипулирования любыми желаемыми инструментами, предназначенными для скважины, подобными измерительному оборудованию или клапанам.
Наружная перфорированная труба или трубная система 6 может представлять собой конструкцию, обладающую достаточной прочностью, чтобы действовать в качестве облицовки и/или экрана для песка, сама по себе или в качестве составной части комбинированной системы 4 из облицовочного и матричного элементов, при этом она может быть выполнена из металла, полимера или композитного материала. Наружная труба или трубная система 6 может быть образована в виде одной перфорированной трубы или в виде сетки из гибкого материала, или может представлять собой их сочетание, а также может, например, представлять собой какие-либо имеющиеся в торговой сети облицовочные элементы или элементы для экранирования песка.
Внутренний экран 7 может обладать достаточной механической прочностью, чтобы выдерживать воздействие потока или инструмента, предназначенного для скважины и находящегося внутри элементов (центральное отверстие 2 скважины), и может представлять собой составную часть системы 4 из облицовочного и матричного элементов. Внутренний экран 7 может быть выполнен из металла, полимера или композитного материала. Он может быть образован в виде одной перфорированной трубы или в виде сетки из гибкого материала. Наружная перфорированная труба или трубная система 6, внутренний экран 7 и матрица 8 показаны на фиг. 3.
Подробное описание
На фиг. 4 буровая скважина 2 и комбинированная система 4 из облицовочного и матричного элементов разделены на три отдельных секции или зоны посредством закупоривающей системы 5. Комбинированная система 4, используемая в различных секциях скважины, может обладать разными свойствами, иметь разную длину и прочность. Введение или сдавливание закупоривающей системы 5 может быть выполнено после введения в буровую скважину 2 комбинированной системы 4.
В составляющей изобретение комбинированной системе 4 из облицовочного и матричного элементов пространство между наружной перфорированной трубой или трубной системой и внутренним экраном 7 заполнено матрицей 8, обладающей желаемыми свойствами. Матрица 8 может заполнять пространство сама по себе или представлять собой часть комбинированной системы 4, например так, как показано на фиг. 5, при этом гибкий перфорированный материал 9 между наружной перфорированной трубой или трубной системой 6 и внутренним экраном формирует часть комбинированной системы 4 из облицовки/матрицы. Гибкий материал 9 может представлять собой металл или полимерный материал. Материал 9 может быть использован для увеличения физической прочности и устойчивости системы 4. Поскольку материал 9 перфорирован, он не будет оказывать какого-либо существенного влияния на поток текучей среды через матрицу 8, либо через отверстия или прорези 10, проходящие через матрицу 8.
В одном из вариантов отверстия или прорези 10, проходящие через матрицу 8 и внутренний экран 7, обеспечивают свободный поток текучей среды 12 и/или мелкозернистых частиц 11 (например песка), проходящих через наружный трубчатый экран 6. Это показано на фиг. 6. Небольшая часть 14 текучей среды 12 дренирует через пористую матрицу 8 под действием градиента давления, создаваемого потоками 12 и 15 текучей среды, и разных размеров или геометрических форм отверстий или прорезей 10. Поток 14 текучей среды через матрицу 8 обеспечивает возможность выделения каких-либо индикаторов, введенных в матрицу 8, в поток 12 текучей среды, а после этого в поток 15, как раскрыто в патенте Норвегии № 309884, или возможность выполнения функций управления, подобных набуханию матрицы 8, когда в заданное время ее подвергают воздействию воды. Внутренний экран 7 защищает матрицу 8 от эрозии, вызываемой потоком 15 текучей среды, и препятствует вымыванию потоком 15 индикатора из матрицы 8 на его пути выхода к поверхности. Это важный результат, поскольку выделение индикаторов из матрицы 8 указывает местный расход текучей среды из каждого участка, как описано в норвежском патенте № 309884.
На фиг. 7 представлен схематический вид возможной конструкции еще одной поперечной стенки для комбинированной системы 4 из облицовочного и матричного элементов, при этом отверстия или прорези 10, проходящие через матрицу 8 и внутренний экран 7, а также пористый материал или экран 16 из металла, полимера или композитного материала, расположенный между наружным экраном 6 и матрицей 8, обеспечивают возможность свободного течения потока 12 текучей среды и/или мелкозернистых частиц 11 (например песка), проходящих через наружный трубчатый экран 6. Небольшая часть 14 потока 12 текучей среды дренирует через пористую матрицу 8 под действием разности давлений, создаваемой потоками 12 и 15, и разными размерами или геометрическими формами отверстий или прорезей 10, обеспечивая возможность выделения какого-либо индикатора в поток 12 текучей среды согласно механизмам, описанным в норвежском патенте № 309884, или возможность выполнения функций управления, подобных набуханию матрицы 8, когда ее в заданное время подвергают воздействию воды. В этом случае также можно будет обеспечить защиту матрицы 8 внутренним экраном 7 от эрозии, обусловленной воздействием потока 15 текучей среды, и создание этим экраном препятствия для вымывания индикатора из матрицы 8 потоком 15 на пути его выхода к поверхности. Это важный результат, поскольку выделение индикатора из матрицы 8 указывает местный расход текучей среды из каждого участка, как описано в норвежском патенте № 309884.
Перфорированная труба или трубная система 6 в принципе может представлять собой какое-либо сочетание перфорированных труб, распорных деталей и сеток из гибкого материала, действующих в качестве комбинированной облицовки и/или экрана для песка. На фиг. 10 представлен вариант, в котором система 6 перфорированных труб образована наружным гибким материалом 19, действующим в качестве экрана для песка, перфорированной трубой 21 и перфорированной трубой 23. Между наружным гибким материалом 19 и перфорированной трубой 21, а также между перфорированной трубой 21 и перфорированной трубой 23 находятся распорные детали 20 и 22. Распорные детали 20 и 22 обеспечивают возможность свободного течения текучей среды и/или мелкозернистых частиц, проходящих через гибкий материал 19 вдоль перфорированных труб 21 и 23. Наружный гибкий материал 19, распорная деталь 20 и перфорированная труба 21 могут быть сформированы посредством какой-либо имеющейся в торговой сети комбинированной системы из облицовки и экрана для песка. Перфорационные отверстия, проходящие через трубу 21, могут иметь любую форму, могут быть выполнены в определенном количестве или могут иметь определенные размеры, в то время как перфорационные отверстия, проходящие через трубу 23, согласуются с отверстиями или разрезами, проходящими через матрицу 8 и внутренний экран 7, как показано для трубы или трубной системы 6 на фиг. 6 и 7. Перфорационные отверстия в трубе 23 и отверстия или прорези 10, проходящие через матрицу 8 и внутреннюю трубу 7, могут быть выполнены любым способом, чтобы предотвратить непосредственный поток текучей среды через перфорационные отверстия в обеих трубах 21 и 23. Наружный гибкий материал 19, перфорированные трубы 21 и 23, и распорные детали 20 и 22 могут быть выполнены из какого-либо материала, из полимера или композитного материала.
Матрица
Важная концепция настоящего изобретения заключается в обеспечении точного контроля пористости и химического состава матрицы. Матрицу 8 изготавливают посредством заполнения определенного объема (насыпной объем) реагентами, которые могут вступать в реакцию, чтобы образовать пористый полимер той же самой формы, что и свободно получаемый объем. Для формирования пор в полимерной матрице используют порообразователь (часто инертный растворитель или полимеры). Тип и количество порообразователя будут влиять на размер пор и на степень пористости. Испарение или разрушение порообразователя приводит к получению матрицы с постоянными порами. Матрица 8 также может состоять из объемной матрицы, которая была упомянута выше, в сочетании с одним или несколькими типами предварительно изготовленных полимерных частиц. В этом случае полимерные частицы перемешивают с мономером (мономерами) или реагентами до выполнения полимеризации. В течение процесса полимеризации эти частицы будут равномерно распределены по всему объему матрицы. Физические и химические свойства (например, пористость, размер пор, способность распада, набухание) объемной матрицы будут теми же самыми, что и у полимерных частиц, созданных из того же количества и того же типа реагентов. Различные возможности управления матрицей описаны ниже применительно к полимерным частицам, однако то же самое применимо к блочному полимеру (к матрице). Точнее, размеры пор, пористость, а также химические и физические свойства объемной матрицы могут изменяться по отношению к полимерным частицам, когда используют сочетание этих типов. Могут быть созданы матрицы специального назначения (объемные и из полимерных частиц), чтобы обеспечить контролируемое выделение индикаторов и управление проницаемостью различными текучими средами.
Матрица может содержать один или несколько типов пористых или непористых полимерных частиц с заданным диаметром от 0,2 до 5000 цм, предпочтительно от 0,5 до 3000 цм, а наиболее предпочтительно от 0,9 до 1000 цм. Монодисперсные или узкоразмерные частицы могут быть созданы посредством способа двухступенчатого набухания (см. Европейский патент № 0003905) или посредством процесса ступенчатого роста (см. Европейский патент № 0594696В1). Способ двухступенчатого набухания пригоден для создания монодисперсных частиц размером от 1 до 1000 цм, в то время как процесс ступенчатого роста пригоден для создания частиц размером от 100 до 1000 цм. Могут быть созданы пористые частицы с максимальным объемом пор, составляющим порядка 90%, однако объем пор, составляющий более
70%, приводит к получению хрупких частиц, которые не способны противостоять большим давлениям в сухих условиях. Оптимальными будут частицы, свободный объем пор в которых составляет примерно от 50 до 70%. Высокая степень поперечных связей в частицах приводит к увеличению количества пор, причем в зависимости от типа порообразователя можно легко получить поры, радиус которых примерно составляет от 50 до 200 пм. Большие поры образуют посредством использования, например, органических кислот, спиртов, полимеров или других разрушающих органических или неорганических композиций.
Полимерные частицы могут быть созданы посредством других способов полимеризации, например способов, подобных способам получения дисперсий, суспензий (нефть/вода), обратных суспензий (вода/нефть), эмульсий (миниэмульсий и микроэмульсий) или посредством конденсационных реакций, но этими способами их получение не ограничено. Однако большинство этих способов обеспечивает более широкое распределение полимерных частиц по размерам в верхнем размерном диапазоне.
Посредством перемешивания монодисперсных или узкоразмерных частиц с разными заданными размерами могут быть получены специальные типы матриц с желаемой пористостью и проницаемостью. При использовании монодисперсных частиц могут быть получены весьма точные матричные закладные структуры. Могут быть обеспечены задаваемые изменения пористости и проницаемости матрицы при заданных параметрах, таких как время, температура, расход нефти, газа или воды.
После процесса полимеризации поры в матрице 8 заполняют инертной средой или соединениями (порообразователем). При воздействии желаемой среды (воды или углеводородов) порообразователь в объемной матрице может быть заменен текучей средой скважины. Порообразователь или соединения внутри пористых частиц будут растворяться с уменьшенной скоростью, обеспечивая контролируемое изменение свободного пространства и проницаемости матрицы 8 в надлежащее время.
Также могут быть изготовлены и введены в матрицу небольшие, разрушаемые компактные или пористые частицы, содержащие индикаторы. При размывании (подобно куску мыла) эти частицы не будут создавать увеличенные отверстия в матрице, в надлежащее время повышая пористость и проницаемость.
Разрушаемые частицы или гели, имеющиеся в матрице, могут быть изготовлены посредством растворимых полимеров, соединенных друг с другом поперечными связями, которые в надлежащее время могут быть разрушены, либо подвергнуты воздействию, например, воды или нефти. Когда эти связи разрушены, частицы смогут свободно перемещаться совместно с те кучей средой, оставляя в матрице открытые поры.
Матрицы с различными функциональными группами, подобными таким группам, как -ΝΗ2, -ОН, -СООН, -ΟΟΝΗ2, -8Η, -СООВ (В представляет собой какую-либо группу), но не ограниченные этими группами, могут быть изготовлены посредством использования мономеров со специальными химическими группами дополнительно к мономерам, используемым для проведения реакции полимеризации (что описано, например, в Европейском патенте № 0003905). Посредством использования заданных смесей из разных мономеров могут быть изготовлены матрицы с разными свойствами, содержащие заданное количество функциональных групп.
Активные вещества, подобные микроорганизмам, или какие-либо индикаторы, предназначенные для непрерывного контроля добычи углеводородов и воды из различных зон или участков добычи в пласте, содержащем углеводороды, и для обнаружения различных факторов, например таких, как локальные изменения рН, соленость, композиция углеводородов, температура, давление, микроорганизмы и разница между добычей из пласта и/или нагнетанием воды (что описано в норвежском патенте № 309884), могут быть связаны в матрице 8 посредством разрушаемых связей подобно эфирам, ангидриду, карбонату, основаниям Шиффа, но не ограниченных ими, и действуют при определенных событиях.
Функциональные группы, подобные -СООН, -ОН, -ΟΌΝΗ^ 8Ο3Η, но не ограниченные ими, а также ароматические и алифатические цепи могут быть дополнительно использованы, чтобы придать матрице 8 желаемые свойства увлажнения (гидрофобные или гидрофильные).
Задаваемое уменьшение пористости и проницаемости матрицы может быть обеспечено посредством использования внутри матрицы 8 набухающих полимерных частиц или гелей. Свойства набухания могут быть обеспечены посредством использования полимера/мономеров, которые могут, например, быть подвергнуты гидролизу при наличии воды. При гидролизе или посредством других химических процессов создают гидрофильные группы (подобные таким как -СОО-, -8О3 - и -ОН, но не ограниченные ими), которые позволяют обеспечить увеличенную растворимость полимера и набухание частиц или гелей. Если используют систему с поперечными связями, то степень использования поперечных связей будет определять степень набухания матрицы 8. Низкая степень использования поперечных связей будет приводить к значительному набуханию. Принцип выделения активных веществ или индикаторов основан на наличии в матрице 8 пор, имеющих малые и средние размеры, что обеспечивает прочность и медленное выделение активных веществ, как только незначительная часть текучей среды скважины будет проходить через матрицу 8 благодаря размеру пор. Когда с целью получения информации в качестве части матрицы в нее включают индикаторы (что описано в норвежском патенте № 309884), например, индикаторы в качестве части мономерного звена (звеньев), будет обеспечено контролируемое выделение индикаторов без какого-либо уменьшения устойчивости матрицы.
Матрица может содержать химикаты, которые препятствуют возникновению в матрице таких явлений, как рост бактерий или образование чешуек, либо сдерживают эти явления. В матрице может быть обеспечена фиксация ряда различных химикатов, которые выделяются контролируемым образом или становятся активными в ответ на возникновение в матрице определенного нежелательного явления. Назначение этих химикатов заключается в том, чтобы избежать блокирования пор и зарастания в матрице пор-стенок вследствие нежелательных явлений, например таких, как рост микроорганизмов или образование чешуек. Химикаты могут представлять собой любые приемлемые химикаты, предпочтительно действующие при низких концентрациях.
Микроорганизмы, в основном создающие неприятности в пласте, содержащем углеводороды, представляют собой бактерии, восстанавливающие сульфат. Эти организмы широко распространены и представляют собой специальную группу микроорганизмов, которые могут восстанавливать сульфат (8О4 2-) с получением сероводорода (Н28). В морских месторождениях, где оказывает воздействие приливающая морская вода, условия для роста и активности бактерий, восстанавливающих сульфат, вполне удовлетворительны. Окружающая среда аэрофобна, при этом морская вода содержит значительное количество сульфата, а пласт с водой и нефтью содержит низкомолекулярные жирные кислоты и другие нутриенты. Таким образом, природные бактерии, восстанавливающие сульфат, могут колонизироваться в матрице и в течение их роста создавать Н28. Н28 может вызывать кисловку матрицы и корродирование стального оборудования, при этом бактерии могут создавать биопленку (полисахариды), что приводит к нежелательному закупориванию пор матрицы. В настоящее время широко используют биоцидную обработку для контроля активности бактерий и коррозии в резервуарах с нефтью и в системах нефтяных месторождений. Используемые токсичные химические вещества представляют собой обычный биоцид (например, альдегиды, органические кислоты, изотиазолоны, парабены, четвертичные соли аммония и т.д.).
Химические вещества для биоцидной обработки, находящиеся в матрице в фиксированном состоянии, могут быть выделены или становятся активными в ответ на определенные инициирующие воздействия или на метаболиты бактерий, восстанавливающих сульфат. Например, химикаты могут быть выделены или приведены в активное состояние в ответ на появление сульфида, который всегда образуется в течение роста микроорганизмов, например таких, как бактерии, восстанавливающие сульфат, или в ответ на понижение рН, что является следствием образования сульфита. В этой ситуации химикалии могут быть выделены только локально в зонах, где происходит рост бактерий, восстанавливающих сульфит, в то время как химикалии, находящиеся в других зонах матрицы, остаются в латентном и/или неактивированном состоянии. Одна из возможностей состоит в использовании остаточных частиц магнитного железа (Те), которые будут обеспечивать коагуляцию или захват, либо фиксацию химикалия в его матрице. В ответ на сульфит (82-) железо будет осаждаться в виде Ре8, при этом матрица будет разрушена и будет выделен биоцид. Также могут быть использованы полимеры с поперечными связями на основе цистамина. При наличии сульфита связь 8-8 между двумя молекулами цистамина будет нарушена и будет выделен активный агент.
Что касается выделения активных соединений в ответ на понижение рН, то могут быть использованы различные соединения или связи, которые неустойчивы при низких значениях рН.
Биоцидные альдегиды, которые связаны с матрицей в виде оснований Шиффа, будут выделены как следствие понижения рН. Эфирные связи также более эффективно подвергаются гидролизу в кислотной среде. Образование биопленок, блокирующих поры в матрице, может быть предотвращено посредством покрытия стенок пор лектином или антителами против полисахаридов. Образованные биопленки могут быть растворены, например, посредством использования ферментов предпочтительно из теплолюбивых морских микроорганизмов, которые разрушают полисахариды в биопленке. В матрице также могут быть использованы микроорганизмы, подвижность которых уменьшена и которые способны создавать антимикробные соединения и/или соединения, ограничивающие рост бактерий, такие как антибиотики и бактерицины. В этом отношении может быть использована генная инженерия, чтобы создать микроорганизмы, способные расти и создавать такие соединения при определенных условиях в пласте.
Матрица 8 также может быть предварительно изготовлена на берегу или на какой-либо платформе или на судне, находящихся в море, путем введения взвеси, содержащей заданные полимеры и/или полимерные частицы, обладающие желаемыми свойствами, либо содержащие любые желаемые химикаты или микроорганизмы, инициаторы и внутреннюю среду (подобную стабилизированной нефти пласта, но не ограниченную ею), между наружной перфорированной трубой или трубной системой 6 и внутренним экраном 7. После полимеризации матрица будет иметь заданную пористость и проницаемость. В тех случаях, когда используют инертную среду, поры в матрице 8, полученные посредством инертной среды, будут своевременно открыты, когда происходит вымывание или выделение инертной среды при определенных условиях в пласте.
Температурная устойчивость матрицы 8 изменяется в зависимости от мономеров, используемых в процессе полимеризации, при этом она может изменяться от 50 до 300°С.
На физическую прочность объемной матрицы или полимерных частиц (или их сочетания, составляющего матрицу 8) могут оказывать влияние размеры пор. Компактные частицы обладают высокой физической прочностью, в то время как частицы с макропорами, имеющие большой объем пор, будут подвержены влиянию, например, давления и сил трения/среза.
Когда система 4 из облицовочного и матричного элементов не действует для управления водой или нефтью/газом, текучие среды пласта и мелкозернистые частицы, проходящие через наружный экран 6, будут течь через матрицу 8 и внутренние экраны 7 (и 16) без каких-либо существенных потерь давления. Матрица 8 и внутренние экраны 7 и 16 не действуют в качестве фильтров для мелкозернистых частиц, например песка. Это обеспечивают посредством больших отверстий во внутренних экранах 7 и 16, чем в наружном экране 6, и/или посредством высокой пористости матрицы 8, но более предпочтительно посредством отверстий или прорезей 10 через матрицу 8 и внутренние экраны 7 и
16. Отверстия или разрезы 10 через матрицу 8 и внутренние экраны 7 и 16 могут быть выполнены с помощью любых приемлемых средств и могут иметь любую форму, размер или могут быть выполнены в определенном количестве, но с большей площадью открытия, чем у отверстий и разрезов в экране 6. Когда происходит набухание матрицы 8, например, под действием воды, площади открытия отверстий или прорезей 10, проходящих через матрицу 8, будут уменьшаться, создавая большее сопротивление потоку текучей среды через систему 4 из облицовочного и матричного элементов. В некоторых случаях перед установкой в пласт свободное пространство, образованное отверстиями или прорезями 10, может быть заполнено любой желаемой инертной средой или инертным соединением, делая систему 4 из облицовочного и матричного элементов непроницаемой при ее введении в скважину. При воздействии определенных условий, имеющих место в пласте, желаемой текучей среды (воды или углеводородов), или какого-либо желаемого химического инициатора, либо в надлежащее время, инертная среда может быть растворена с заданной скоро стью, что приводит к увеличению поперечного сечения потока текучей среды через систему 4. При этом, например, скорость добычи нефти в определенное время может быть замедлена для заданных частей или участков зоны добычи в нефтяной скважине.
Рассмотрим тот случай, когда, например, в зоне добычи в скважине основное содержимое текучих сред и все мелкозернистые частицы, проходящие через наружный экран 6, должны течь через элемент 4 почти без каких-либо ограничений. Для функции измерения и/или контроля небольшая часть текучих сред, проходящих через наружный экран 6, должна проходить через матрицу 8. Внутри матрицы 8 в текучей среде могут быть растворены индикаторы согласно патенту Норвегии № 309884, принадлежащему автору настоящей заявки на патент. Поток текучей среды внутри матрицы 8 также может посредством матрицы 8 выполнять какие-либо желаемые функции управления. Поток 14 текучей среды, проходящий через матрицу 8, обеспечивают посредством градиента давления, создаваемого основным потоком 13 через систему 4, потоком 15 вдоль системы 4, формами, размерами и количеством отверстий или прорезей 10, а также внутренними экранами 7 и 16, как показано на фиг. 6 и 7. Для усиления свободного потока текучей среды 12 и каких-либо мелкозернистых частиц 11 через систему 4, а также для защиты матрицы 8, например, от воздействия каких-либо инструментов скважины и от эрозионного воздействия потока 15, и для предотвращения вымывания потоком 15 индикаторов из матрицы 8 вдоль его пути наружу к поверхности, отверстия или прорези 10 через матрицу 8 могут быть скоординированы посредством отверстий или разрезов в наружном экране 6 и во внутренних экранах 7 и 16, как показано на фиг. 6 и 7.
Управление текучей средой
Возможная конструкция для выполнения функции управления водой с использованием комбинированной системы 4 из облицовочного и матричного элементов и для набухания матрицы 8 показана на фиг. 8. Когда матрицу 8 в заданное время подвергают воздействию потока воды 12, либо когда на нее будет оказано воздействие каким-либо желаемым химическим инициатором 17 (например, из нагнетательной скважины), матрица 8 набухает, как показано на фиг. 8А, 8В и 8С. Когда матрица 8 набухает, поры в матрице и отверстия или прорези 10, проходящие через матрицу 8, сжимаются, что приводит к уменьшению площадей отверстий в матрице 8 и к увеличению сопротивления потоку 12 текучей среды. Набухание матрицы может быть обратимым, например, в соответствии с содержанием воды или нефти в потоке 12 текучей среды, либо оно может быть постоянным.
Другая возможная конструкция для выполнения функции управления потоком текучей среды с использованием комбинированной системы 4 из облицовочного и матричного элементов показана на фиг. 9. Инертной средой 18 заполняют поры матрицы 8 и отверстия или прорези 10, проходящие через матрицу 8 перед установкой системы 4 в скважину 3. При воздействии определенных условий в пласте или какого-либо желаемого химического инициатора 17 инертная среда может быть растворена с заданной скоростью, обеспечивая открытие пор в матрице 8, а также отверстий или прорезей 10, проходящих через матрицу 8, как показано на фиг. 9А, 9В и 9С.
Элементы комбинированной системы 4 из облицовки и матрицы предпочтительно могут быть предварительно изготовлены и испытаны на берегу, но также могут быть предварительно изготовлены и испытаны на платформах или судах, находящихся в море. Они могут быть выполнены в виде одной и/или нескольких секций и/или иметь несколько наружных и внутренних диаметров. Механическая прочность, гибкость, физические и химические свойства внутренних экранов 7 и 16, наружного экрана 6 и матрицы 8 могут быть изменены в соответствии с предъявляемыми требованиями. Свойства матрицы 8 могут изменяться в любой секции или по окружности вдоль элементов. Свойства матрицы 8 могут быть заданы заранее, исходя из данных пласта. Наряду с более или менее проницаемой матрицей 8 и отверстиями или прорезями 10, проходящими через матрицу, элементы могут содержать детали из плоского металла, полимера или композитного материала.
Элементы системы 4 могут быть подсоединены друг к другу, к другим обычным облицовочным трубам, либо к трубам другого типа (например, к трубопроводу, служащему для добычи) или к оборудованию. Совместно с какими-либо другими участками трубопровода или совместно с оборудованием элементы системы 4 могут формировать трубопровод, легко устанавливаемый в горизонтальные, вертикальные или криволинейные скважины, служащие для добычи или для нагнетания. Комбинированная система из облицовочного и матричного элементов предпочтительно может быть установлена один раз за весь срок ее службы, либо может быть изготовлена пригодной для ее отвода и повторной установки новых элементов.
Наряду с использованием в буровой скважине любого типа, как на берегу, так и в море, подобная перфорированная трубопроводная матричная система может быть использована в технологическом оборудовании любого типа (например, в реакторах, сепараторах, накопительных емкостях и т.д., но не ограничиваясь этим оборудованием).
Исходя из данных, касающихся пласта, буровая скважина может быть разделена на секции или зоны, которые при наиболее благоприятных условиях должны работать по отдельности, например, чтобы прекратить или ограничить проникновение воды, поступающей в буровую скважину. Изолирование буровой скважины в секциях или зонах мо жет быть выполнено посредством введения непроницаемой матрицы 5А в свободное пространство между облицовкой 5В и буровой скважиной 3, и ее сдавливания там. Это показано на фиг. 4. Компоненты для этой матрицы 5А могут быть заключены внутри комбинированной системы 4 из облицовочного и матричного элементов или могут быть обжаты по экрану 6, используя соответствующие инструменты. Полимеризация матрицы 5А может быть начата посредством дистанционного управления с помощью каких-либо химических, электрических, магнитных или механических средств. Чтобы предотвратить отход матрицы 5А от желаемого места, концевые секции могут быть временно или постоянно уплотнены с помощью каких-либо механических или химических средств.
На основе описанных предпочтительных вариантов осуществления изобретения квалифицированным специалистам в этой отрасли будет очевидно, что могут быть использованы и другие варианты, включающие в себя концепции изобретения. Предполагается, что те или иные варианты изобретения, представленные выше, даны только в качестве примера и фактический объем изобретения определяют приведенные далее пункты формулы изобретения.

Claims (23)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Предварительно изготавливаемая комбинированная система (4) из облицовки и матрицы для непрерывного контроля условий или процессов в скважине и/или в пласте и управления ими, содержащая наружное перфорированное трубное средство (6), имеющее достаточную прочность для функционирования в качестве облицовки, внутренний экран (7) и матрицу (8), расположенную между наружным перфорированным трубным средством (6) и внутренним экраном (7), отличающаяся тем, что внутренний экран (7) и матрица (8) снабжены сквозными отверстиями (10), при этом открытые области, обеспечиваемые отверстиями (10), больше, чем открытые области, обеспечиваемые перфорациями в наружном перфорированном трубном средстве (6).
  2. 2. Система по п.1, отличающаяся тем, что наружное перфорированное трубное средство (6) образовано в виде сетки из гибкого материала или в виде одиночной перфорированной трубы, либо в виде любого их сочетания.
  3. 3. Система по п.1, отличающаяся тем, что внутренний экран (7) образован в виде сетки из гибкого материала или в виде одиночной перфорированной трубы.
  4. 4. Система по п.1, отличающаяся тем, что наружное перфорированное трубное средство (6), внутренний экран (7) и материал матрицы (8) содержат металл, неорганический или органический полимер или композитный материал, либо любые их сочетания.
  5. 5. Система по п.1, отличающаяся тем, что матрица (8) выполнена пористой и пористость, раз мер пор и распределение пор по размерам являются контролируемыми.
  6. 6. Система по п.5, отличающаяся тем, что пористость или проницаемость матрицы (8) автоматически подвергается воздействию окружающей среды, например температуры, потока воды или нефти, либо его инициируют вручную специальными реагентами.
  7. 7. Система по п.1, отличающаяся тем, что матрица (8) содержит по меньшей мере один тип полимера или полимерных частиц либо их сочетание.
  8. 8. Система по п.1, отличающаяся тем, что матрица (8) представляет собой объемную матрицу, имеющую ту же самую форму, что и геометрический объем полимера, заполняющего матрицу, блок по меньшей мере из одного типа полимерных частиц либо сочетание полимерных частиц в блочном полимере.
  9. 9. Система по п.7 или 8, отличающаяся тем, что частицы полимера имеют диаметр от 0,2 до 5000 цм.
  10. 10. Система по п.9, отличающаяся тем, что диаметр предпочтительно составляет от 0,5 до 3000 цм, а наиболее предпочтительно от 0,9 до 1000 цм.
  11. 11. Система по п.1, отличающаяся тем, что матрица (3) содержит пористую среду или пористое соединение.
  12. 12. Система по п.1, отличающаяся тем, что матрица является пористой матрицей (8) или изначально компактной матрицей (8), при этом компактная матрица становится пористой и проницаемой в результате внешнего влияния, причем матрица содержит полимер или химическое соединение, вступающее в реакцию при определенных условиях окружающей среды, например температуре, рН, наличии воды или воздействии инициаторов, с выделением при этом в поток текучей среды веществ, связанных с матрицей химически или посредством адсорбции.
  13. 13. Система по п.5 или 12, отличающаяся тем, что объем пор составляет порядка 50-70% свободного объема пор.
  14. 14. Система по п.1, отличающаяся тем, что матрица (8) содержит компоненты, обнаруживаемые после их выделения из матрицы.
  15. 15. Система по п.1, отличающаяся тем, что матрица (8) содержит химически информирующий индикатор или индикаторы для непрерывного ведения контроля определенных условий в скважине или в пласте.
  16. 16. Система по и. 15, отличающаяся тем, что индикаторы адсорбированы матрицей (8) или химически связаны с ней.
  17. 17. Система по π. 1, отличающаяся тем, что содержит гибкий перфорированный материал (9) из металла или неорганического, либо органического полимера или их сочетания, размещенный меящу наружным перфорированным трубным средством (6) и внутренним экраном (7) и повышающий прочность и устойчивость системы.
  18. 18. Система по π. 1, отличающаяся тем, что она предварительно изготовлена приемлемой длины из соединенных друг с другом или с другим трубопроводом элементов, формирующих трубопровод, легко устанавливаемый в горизонтальные, вертикальные или криволинейные скважины.
  19. 19. Система по π. 1, отличающаяся тем, что содержит секционную закупоривающую систему (5) для изоляции друг от друга различных секций системы.
  20. 20. Система по π. 1, отличающаяся тем, что она разделена на разные секции вдоль скважины, при этом матрица (8) имеет разные свойства в разных секциях.
  21. 21. Способ управления процессами в скважине или пласте и непрерывного контроля этих процессов с использованием системы по п.1, состоящей из облицовки и матрицы, отличающийся тем, что создают матрицу с определенными свойствами на основе данных, касающихся пласта, перед установкой в пласт, устанавливают в пласт комбинированную систему из облицовки и матрицы, управляют скважиной или осуществляют непрерывный контроль за скважиной путем взаимодействия с матрицей или посредством матрицы.
  22. 22. Применение комбинированной системы из облицовки и матрицы согласно одному из пи. 1-20 в любом технологическом оборудовании, подобном, например, реакторам, сепараторам и накопительным емкостям.
  23. 23. Применение комбинированной системы из облицовки и матрицы согласно одному из пи. 1-20 в скважине для добычи газа, или нефти, или воды или в нагнетательной скважине для завершения скважины, управления ею и ведения непрерывного контроля.
EA200300181A 2000-07-21 2001-07-12 Комбинированная система из облицовки и матрицы EA004357B1 (ru)

Applications Claiming Priority (4)

Application Number Priority Date Filing Date Title
NO20003777A NO20003777D0 (no) 2000-07-21 2000-07-21 System og metode for brønnkomplettering, brønnbehandling, reservoarovervÕkning og kontroll
NO20004130A NO20004130D0 (no) 2000-08-18 2000-08-18 Behandling av mikro-organismer og biobelegg i reservoarer
NO20011569A NO314956B1 (no) 2000-07-21 2001-03-27 Anordning og fremgangsmåte for styring og overvåkning av prosesser i et reservoar
PCT/NO2001/000299 WO2002008562A2 (en) 2000-07-21 2001-07-12 Combined liner and matrix system, use of the system and method for control and monitoring of processes in a well

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA200300181A1 EA200300181A1 (ru) 2003-06-26
EA004357B1 true EA004357B1 (ru) 2004-04-29

Family

ID=27353357

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA200300181A EA004357B1 (ru) 2000-07-21 2001-07-12 Комбинированная система из облицовки и матрицы

Country Status (11)

Country Link
US (1) US6672385B2 (ru)
EP (1) EP1301686B1 (ru)
AT (1) ATE293205T1 (ru)
AU (1) AU2001294412A1 (ru)
BR (1) BR0112621B1 (ru)
CA (1) CA2416645C (ru)
DE (1) DE60110081D1 (ru)
DK (1) DK1301686T3 (ru)
EA (1) EA004357B1 (ru)
MX (1) MXPA03000534A (ru)
WO (1) WO2002008562A2 (ru)

Families Citing this family (128)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7032662B2 (en) * 2001-05-23 2006-04-25 Core Laboratories Lp Method for determining the extent of recovery of materials injected into oil wells or subsurface formations during oil and gas exploration and production
WO2004022911A2 (en) * 2002-09-06 2004-03-18 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Wellbore device for selective transfer of fluid
US20040084186A1 (en) * 2002-10-31 2004-05-06 Allison David B. Well treatment apparatus and method
US9682425B2 (en) 2009-12-08 2017-06-20 Baker Hughes Incorporated Coated metallic powder and method of making the same
US20040231845A1 (en) * 2003-05-15 2004-11-25 Cooke Claude E. Applications of degradable polymers in wells
US7228904B2 (en) * 2003-06-27 2007-06-12 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions and methods for improving fracture conductivity in a subterranean well
US20050130848A1 (en) * 2003-06-27 2005-06-16 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions and methods for improving fracture conductivity in a subterranean well
US20050087336A1 (en) * 2003-10-24 2005-04-28 Surjaatmadja Jim B. Orbital downhole separator
MY151589A (en) * 2004-06-25 2014-06-13 Shell Int Research Screen for controlling inflow of solid particles in a wellbore
CA2569789A1 (en) * 2004-06-25 2006-01-12 Shell Canada Limited Screen for controlling sand production in a wellbore
US7370701B2 (en) * 2004-06-30 2008-05-13 Halliburton Energy Services, Inc. Wellbore completion design to naturally separate water and solids from oil and gas
US7429332B2 (en) * 2004-06-30 2008-09-30 Halliburton Energy Services, Inc. Separating constituents of a fluid mixture
NO321768B1 (no) * 2004-06-30 2006-07-03 Inst Energiteknik System for tracerfrigjoring i en fluidstrom
US7462274B2 (en) * 2004-07-01 2008-12-09 Halliburton Energy Services, Inc. Fluid separator with smart surface
US7195070B2 (en) * 2004-07-15 2007-03-27 Weatherford/Lamb, Inc. Method and apparatus for downhole artificial lift system protection
US7823635B2 (en) * 2004-08-23 2010-11-02 Halliburton Energy Services, Inc. Downhole oil and water separator and method
NO331536B1 (no) * 2004-12-21 2012-01-23 Schlumberger Technology Bv Fremgangsmate for a danne en regulerende strom av bronnhullfluider i et bronnhull anvendt i produksjon av hydrokarboner, og ventil for anvendelse i et undergrunns bronnhull
US7673678B2 (en) * 2004-12-21 2010-03-09 Schlumberger Technology Corporation Flow control device with a permeable membrane
US8011438B2 (en) * 2005-02-23 2011-09-06 Schlumberger Technology Corporation Downhole flow control with selective permeability
US8586510B2 (en) * 2005-04-15 2013-11-19 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions for delaying the release of treatment chemicals
US20070012444A1 (en) * 2005-07-12 2007-01-18 John Horgan Apparatus and method for reducing water production from a hydrocarbon producing well
US7458423B2 (en) * 2006-03-29 2008-12-02 Schlumberger Technology Corporation Method of sealing an annulus surrounding a slotted liner
US7857050B2 (en) * 2006-05-26 2010-12-28 Schlumberger Technology Corporation Flow control using a tortuous path
FR2906561B1 (fr) * 2006-10-03 2009-02-06 Inst Francais Du Petrole Crepine catalytique pour la conversion des bruts lours dans le puits
BRPI0809458A2 (pt) * 2007-03-28 2014-09-09 Shell Int Research Sistema de furo de poço, e, métodos de completação de um furo de sondagem formado em uma formação geológica e de um sistema de furo de poço
US7828067B2 (en) 2007-03-30 2010-11-09 Weatherford/Lamb, Inc. Inflow control device
AU2008234851B2 (en) 2007-04-03 2011-05-19 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method and assembly for abrasive jet drilling
GB2448298B (en) * 2007-04-10 2009-12-23 Swelltec Ltd Downhole apparatus and method
US7789145B2 (en) * 2007-06-20 2010-09-07 Schlumberger Technology Corporation Inflow control device
CA2639384C (en) 2007-09-06 2015-09-08 Absolute Completion Technologies Ltd. Wellbore fluid treatment tubular and method
US7942206B2 (en) * 2007-10-12 2011-05-17 Baker Hughes Incorporated In-flow control device utilizing a water sensitive media
US20090301726A1 (en) * 2007-10-12 2009-12-10 Baker Hughes Incorporated Apparatus and Method for Controlling Water In-Flow Into Wellbores
US8096351B2 (en) * 2007-10-19 2012-01-17 Baker Hughes Incorporated Water sensing adaptable in-flow control device and method of use
US8312931B2 (en) 2007-10-12 2012-11-20 Baker Hughes Incorporated Flow restriction device
MY160808A (en) * 2007-10-16 2017-03-31 Exxonmobil Upstream Res Co Fluid control apparatus and methods for production and injection wells
US7891430B2 (en) 2007-10-19 2011-02-22 Baker Hughes Incorporated Water control device using electromagnetics
US8069921B2 (en) * 2007-10-19 2011-12-06 Baker Hughes Incorporated Adjustable flow control devices for use in hydrocarbon production
US20090101354A1 (en) * 2007-10-19 2009-04-23 Baker Hughes Incorporated Water Sensing Devices and Methods Utilizing Same to Control Flow of Subsurface Fluids
US7913765B2 (en) * 2007-10-19 2011-03-29 Baker Hughes Incorporated Water absorbing or dissolving materials used as an in-flow control device and method of use
US7918272B2 (en) * 2007-10-19 2011-04-05 Baker Hughes Incorporated Permeable medium flow control devices for use in hydrocarbon production
US8544548B2 (en) * 2007-10-19 2013-10-01 Baker Hughes Incorporated Water dissolvable materials for activating inflow control devices that control flow of subsurface fluids
US7913755B2 (en) 2007-10-19 2011-03-29 Baker Hughes Incorporated Device and system for well completion and control and method for completing and controlling a well
US20090101329A1 (en) * 2007-10-19 2009-04-23 Baker Hughes Incorporated Water Sensing Adaptable Inflow Control Device Using a Powered System
US20090101344A1 (en) * 2007-10-22 2009-04-23 Baker Hughes Incorporated Water Dissolvable Released Material Used as Inflow Control Device
US7918275B2 (en) 2007-11-27 2011-04-05 Baker Hughes Incorporated Water sensitive adaptive inflow control using couette flow to actuate a valve
GB2455807B (en) 2007-12-22 2012-08-22 Weatherford Lamb Isolating tubing
US8839849B2 (en) * 2008-03-18 2014-09-23 Baker Hughes Incorporated Water sensitive variable counterweight device driven by osmosis
US7992637B2 (en) * 2008-04-02 2011-08-09 Baker Hughes Incorporated Reverse flow in-flow control device
US8931570B2 (en) 2008-05-08 2015-01-13 Baker Hughes Incorporated Reactive in-flow control device for subterranean wellbores
US8555958B2 (en) 2008-05-13 2013-10-15 Baker Hughes Incorporated Pipeless steam assisted gravity drainage system and method
US20090283256A1 (en) * 2008-05-13 2009-11-19 Baker Hughes Incorporated Downhole tubular length compensating system and method
US8113292B2 (en) 2008-05-13 2012-02-14 Baker Hughes Incorporated Strokable liner hanger and method
US8171999B2 (en) 2008-05-13 2012-05-08 Baker Huges Incorporated Downhole flow control device and method
NO333424B1 (no) * 2008-07-10 2013-06-03 Resman As Et sporstoffsystem og en fremgangsmate for a spore en sporstofforbindelse i et petroleumsproduksjons-fluidsystem
US7814973B2 (en) * 2008-08-29 2010-10-19 Halliburton Energy Services, Inc. Sand control screen assembly and method for use of same
US7909097B2 (en) * 2008-10-17 2011-03-22 Archon Technologies Ltd. Well liner segments for in situ petroleum upgrading and recovery, and method of in situ upgrading and recovery
CN102257241B (zh) * 2008-10-17 2014-04-09 亚康科技股份有限公司 用于原位石油改质与回收的井衬管分段以及原位改质与回收的方法
US20100230100A1 (en) * 2009-03-13 2010-09-16 Reservoir Management Inc. Plug for a Perforated Liner and Method of Using Same
US8079416B2 (en) * 2009-03-13 2011-12-20 Reservoir Management Inc. Plug for a perforated liner and method of using same
US8056627B2 (en) 2009-06-02 2011-11-15 Baker Hughes Incorporated Permeability flow balancing within integral screen joints and method
US8132624B2 (en) 2009-06-02 2012-03-13 Baker Hughes Incorporated Permeability flow balancing within integral screen joints and method
US8151881B2 (en) 2009-06-02 2012-04-10 Baker Hughes Incorporated Permeability flow balancing within integral screen joints
US8893809B2 (en) * 2009-07-02 2014-11-25 Baker Hughes Incorporated Flow control device with one or more retrievable elements and related methods
US8567497B2 (en) 2009-07-10 2013-10-29 Schlumberger Technology Corporation Apparatus and methods for inserting and removing tracer materials in downhole screens
US8550166B2 (en) * 2009-07-21 2013-10-08 Baker Hughes Incorporated Self-adjusting in-flow control device
US9016371B2 (en) * 2009-09-04 2015-04-28 Baker Hughes Incorporated Flow rate dependent flow control device and methods for using same in a wellbore
DE202009016240U1 (de) 2009-11-27 2010-04-29 Weihmann, Andreas, Dipl.-Designer Wassergewinnungssystemtechnologie
US10240419B2 (en) 2009-12-08 2019-03-26 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Downhole flow inhibition tool and method of unplugging a seat
US9138308B2 (en) 2010-02-03 2015-09-22 Apollo Endosurgery, Inc. Mucosal tissue adhesion via textured surface
JP5528480B2 (ja) * 2010-02-09 2014-06-25 住友金属鉱山株式会社 非水系電解質二次電池用正極活物質、その製造方法、および該正極活物質を用いた非水系電解質二次電池
US8230731B2 (en) 2010-03-31 2012-07-31 Schlumberger Technology Corporation System and method for determining incursion of water in a well
US8596354B2 (en) 2010-04-02 2013-12-03 Schlumberger Technology Corporation Detection of tracers used in hydrocarbon wells
AU2011252017B2 (en) 2010-05-11 2015-07-16 Allergan, Inc. Porogen compositions, methods of making and uses
US8322414B2 (en) 2010-05-25 2012-12-04 Saudi Arabian Oil Company Surface detection of failed open-hole packers using tubing with external tracer coatings
SG186284A1 (en) 2010-06-11 2013-01-30 Absolute Completion Technologies Ltd Wellbore fluid treatment tubular and method
CA2801954C (en) 2010-06-11 2015-12-08 Absolute Completion Technologies Ltd. Wellbore screen with tracer for fluid detection
US8833154B2 (en) 2010-10-19 2014-09-16 Schlumberger Technology Corporation Tracer identification of downhole tool actuation
US9422793B2 (en) 2010-10-19 2016-08-23 Schlumberger Technology Corporation Erosion tracer and monitoring system and methodology
WO2012054383A2 (en) * 2010-10-19 2012-04-26 Schlumberger Technology Corporation Tracer identification of downhole tool actuation
US8561699B2 (en) * 2010-12-13 2013-10-22 Halliburton Energy Services, Inc. Well screens having enhanced well treatment capabilities
US20120247777A1 (en) * 2011-03-30 2012-10-04 Hutchins Richard D Methods for supplying a chemical within a subterranean formation
US9080098B2 (en) 2011-04-28 2015-07-14 Baker Hughes Incorporated Functionally gradient composite article
US8631876B2 (en) 2011-04-28 2014-01-21 Baker Hughes Incorporated Method of making and using a functionally gradient composite tool
US9139928B2 (en) 2011-06-17 2015-09-22 Baker Hughes Incorporated Corrodible downhole article and method of removing the article from downhole environment
US9707739B2 (en) 2011-07-22 2017-07-18 Baker Hughes Incorporated Intermetallic metallic composite, method of manufacture thereof and articles comprising the same
US8789597B2 (en) 2011-07-27 2014-07-29 Saudi Arabian Oil Company Water self-shutoff tubular
US9833838B2 (en) 2011-07-29 2017-12-05 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Method of controlling the corrosion rate of alloy particles, alloy particle with controlled corrosion rate, and articles comprising the particle
US9643250B2 (en) 2011-07-29 2017-05-09 Baker Hughes Incorporated Method of controlling the corrosion rate of alloy particles, alloy particle with controlled corrosion rate, and articles comprising the particle
US9033055B2 (en) 2011-08-17 2015-05-19 Baker Hughes Incorporated Selectively degradable passage restriction and method
US9856547B2 (en) 2011-08-30 2018-01-02 Bakers Hughes, A Ge Company, Llc Nanostructured powder metal compact
US9090956B2 (en) 2011-08-30 2015-07-28 Baker Hughes Incorporated Aluminum alloy powder metal compact
US9109269B2 (en) 2011-08-30 2015-08-18 Baker Hughes Incorporated Magnesium alloy powder metal compact
US9643144B2 (en) 2011-09-02 2017-05-09 Baker Hughes Incorporated Method to generate and disperse nanostructures in a composite material
NO345008B1 (no) * 2012-01-09 2020-08-17 Sinvent As Fremgangsmåte og system for kabelfri in-situ sampling av et reservoarfluid
WO2013105864A1 (en) * 2012-01-09 2013-07-18 Sinvent As Method and system for wireless in-situ sampling of a reservoir fluid
US9010416B2 (en) 2012-01-25 2015-04-21 Baker Hughes Incorporated Tubular anchoring system and a seat for use in the same
EP2825728A2 (en) * 2012-03-15 2015-01-21 Chevron U.S.A. Inc. Outward venting of inflow tracer in production wells
WO2013165617A1 (en) * 2012-05-01 2013-11-07 Exxonmobil Upstream Research Company Systems for decreasing abrasive wear in a pipeline configured to transfer a slurry
US9605508B2 (en) 2012-05-08 2017-03-28 Baker Hughes Incorporated Disintegrable and conformable metallic seal, and method of making the same
US9988883B2 (en) 2012-07-04 2018-06-05 Absolute Completion Technologies Ltd. Wellbore screen
WO2014022657A1 (en) 2012-08-02 2014-02-06 Allergan, Inc. Mucosal tissue adhesion via textured surface
US20140090833A1 (en) * 2012-09-28 2014-04-03 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for Treating Wellbore and Wellbore Operation Fluids
WO2014052724A1 (en) 2012-09-28 2014-04-03 Allergan, Inc. Porogen compositions, methods of making and uses
EP2943714A4 (en) * 2013-01-09 2016-08-17 Cidra Corporate Services Inc INTELLIGENT PIPE CONCEPT USING A MARKER SENSOR AND / OR COLORED-COLOR CODE ELEMENTS TO MONITOR THE WEAR OF A COATING IN COATED PIPES, ESPECIALLY IN A URETHANE-COATED PIPE
GB201311609D0 (en) * 2013-06-28 2013-08-14 Johnson Matthey Plc Well liner
GB201311608D0 (en) * 2013-06-28 2013-08-14 Johnson Matthey Plc Tracer material
US9816339B2 (en) 2013-09-03 2017-11-14 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Plug reception assembly and method of reducing restriction in a borehole
NO340688B1 (no) * 2013-12-23 2017-05-29 Inst Energiteknik Sporingsstoff
US11167343B2 (en) 2014-02-21 2021-11-09 Terves, Llc Galvanically-active in situ formed particles for controlled rate dissolving tools
US10150713B2 (en) 2014-02-21 2018-12-11 Terves, Inc. Fluid activated disintegrating metal system
US10865465B2 (en) 2017-07-27 2020-12-15 Terves, Llc Degradable metal matrix composite
CN105019884A (zh) * 2014-04-25 2015-11-04 天津大港油田钻采技术开发公司 筛管水平井生产剖面测试装置及其测试方法
CN104234639A (zh) * 2014-09-01 2014-12-24 中国石油天然气股份有限公司 一种水平井用管柱及水平井
US20170350221A1 (en) * 2014-12-17 2017-12-07 Galexum Technologies Ag Method of simultaneous introducing of two or more than two chemical substances and/or water into a subterraneous hydrocarbon formation and/or control of the rate of chemical reactions of these substances, and a device for implementation of this method
US9910026B2 (en) * 2015-01-21 2018-03-06 Baker Hughes, A Ge Company, Llc High temperature tracers for downhole detection of produced water
US10378303B2 (en) 2015-03-05 2019-08-13 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Downhole tool and method of forming the same
US10215003B2 (en) 2015-03-24 2019-02-26 Weatherford Technology Holdings, Llc Apparatus for carrying chemical tracers on downhole tubulars, wellscreens, and the like
GB201507479D0 (en) 2015-04-30 2015-06-17 Johnson Matthey Plc Sustained release system for reservoir treatment and monitoring
WO2017027002A1 (en) * 2015-08-10 2017-02-16 Baker Hughes Incorporated Proteins for removing sulfurous compounds and/or acidic compounds in downhole fluids
US10221637B2 (en) 2015-08-11 2019-03-05 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Methods of manufacturing dissolvable tools via liquid-solid state molding
US10016810B2 (en) 2015-12-14 2018-07-10 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Methods of manufacturing degradable tools using a galvanic carrier and tools manufactured thereof
US20180347322A1 (en) * 2017-06-02 2018-12-06 Baker Hughes Incorporated Screen with tracer material and method of making the same
US10851612B2 (en) 2018-09-04 2020-12-01 Saudi Arabian Oil Company Wellbore zonal isolation
US11187044B2 (en) 2019-12-10 2021-11-30 Saudi Arabian Oil Company Production cavern
US11555571B2 (en) 2020-02-12 2023-01-17 Saudi Arabian Oil Company Automated flowline leak sealing system and method
US11460330B2 (en) 2020-07-06 2022-10-04 Saudi Arabian Oil Company Reducing noise in a vortex flow meter
US20230220267A1 (en) * 2022-01-10 2023-07-13 Unm Rainforest Innovations Nano-Modified Polymer Injectate for Improving Energy Sweep in Geothermal Reservoirs and Methods of Making
US11911790B2 (en) 2022-02-25 2024-02-27 Saudi Arabian Oil Company Applying corrosion inhibitor within tubulars

Family Cites Families (19)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB8331546D0 (en) * 1983-11-25 1984-01-04 Exxon Research Engineering Co Polymeric compositions
US4670166A (en) * 1985-02-27 1987-06-02 Exxon Chemical Patents Inc. Polymer article and its use for controlled introduction of reagent into a fluid
US4738897A (en) * 1985-02-27 1988-04-19 Exxon Chemical Patents Inc. Polymer article and its use for controlled introduction of reagent into a fluid
US4705809A (en) * 1986-07-07 1987-11-10 The Dow Chemical Company Process for preparing a porous polymer article
US5050678A (en) * 1988-10-05 1991-09-24 Baker Hughes Incorporated Gravel pack screen having retention means and fluid permeable particulate solids
US5150753A (en) * 1988-10-05 1992-09-29 Baker Hughes Incorporated Gravel pack screen having retention mesh support and fluid permeable particulate solids
US4875525A (en) * 1989-03-03 1989-10-24 Atlantic Richfield Company Consolidated proppant pack for producing formations
US5004049A (en) * 1990-01-25 1991-04-02 Otis Engineering Corporation Low profile dual screen prepack
US5088554A (en) * 1990-10-22 1992-02-18 Otis Engineering Corporation Sintered metal sand screen
US5190102A (en) * 1990-10-22 1993-03-02 Otis Engineering Corporation Sintered metal substitute for prepack screen aggregate
US5232048A (en) * 1992-01-31 1993-08-03 Conoco Inc. Well screen with increased outer surface area
US5355956A (en) * 1992-09-28 1994-10-18 Halliburton Company Plugged base pipe for sand control
GB2284223B (en) * 1993-11-27 1996-10-09 Atomic Energy Authority Uk Oil well treatment
US5500174A (en) * 1994-09-23 1996-03-19 Scott; Gregory D. Method of manufacture of a prepacked resin bonded well liner
US5551513A (en) * 1995-05-12 1996-09-03 Texaco Inc. Prepacked screen
GB9705200D0 (en) * 1997-03-13 1997-04-30 Aea Technology Plc Well treatment with particles
US6296066B1 (en) * 1997-10-27 2001-10-02 Halliburton Energy Services, Inc. Well system
US6092604A (en) * 1998-05-04 2000-07-25 Halliburton Energy Services, Inc. Sand control screen assembly having a sacrificial anode
US6305468B1 (en) * 1999-05-28 2001-10-23 Baker Hughes Incorporated Downhole screen and method of manufacture

Also Published As

Publication number Publication date
WO2002008562A3 (en) 2002-04-04
US20020020527A1 (en) 2002-02-21
CA2416645A1 (en) 2002-01-31
DK1301686T3 (da) 2005-08-15
AU2001294412A1 (en) 2002-02-05
EP1301686A2 (en) 2003-04-16
EA200300181A1 (ru) 2003-06-26
ATE293205T1 (de) 2005-04-15
US6672385B2 (en) 2004-01-06
BR0112621B1 (pt) 2010-02-23
DE60110081D1 (de) 2005-05-19
CA2416645C (en) 2010-05-04
EP1301686B1 (en) 2005-04-13
WO2002008562A2 (en) 2002-01-31
MXPA03000534A (es) 2004-09-10
BR0112621A (pt) 2003-06-10

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA004357B1 (ru) Комбинированная система из облицовки и матрицы
CN101828003B (zh) 用于采出烃的系统
AU2001280267B2 (en) Well packing
CN101326340B (zh) 一种与烃的生产有关的系统和方法
DE69826510T2 (de) Verfahren zum bohren und zementieren durch flachwässern
CN102203375B (zh) 井流动控制系统和方法
US8291972B2 (en) Sand control screen assembly and method for use of same
CN101506465B (zh) 控制井眼的环形体积内的压力
CN103732855B (zh) 自动阻断水的管道
AU2001280267A1 (en) Well packing
MX2008010008A (es) Adaptacion a traves de materiales sensibles a estimulos.
CN107575186A (zh) 一种过筛管防砂工艺
CA1209901A (en) Foam gravel packing in highly deviated wells
RU2146759C1 (ru) Способ создания скважинного гравийного фильтра
US5191931A (en) Fluid loss control method
RU2698346C1 (ru) Контейнер для подачи ингибитора в скважину
RU2375555C1 (ru) Способ вторичного вскрытия продуктивного пласта
US3347316A (en) Method of treating an underground formation to prevent liquid loss to large cavities in a formation
NO314956B1 (no) Anordning og fremgangsmåte for styring og overvåkning av prosesser i et reservoar
US3509950A (en) Well drilling mud and screen composition and method of use thereof
CA1202891A (en) Method of limiting sand production in wells
JPH0739952Y2 (ja) 地盤の改良装置
Yassin et al. Sand Stability Predictions on a Microcomputer
SU840306A1 (ru) Способ сооружени технологическихСКВАжиН
CN115110923A (zh) 天然气水合物开采完井用复合防砂系统和方法

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

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): AZ KZ TM

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): RU