EA008390B1 - Система изолирования пространства ствола скважины - Google Patents
Система изолирования пространства ствола скважины Download PDFInfo
- Publication number
- EA008390B1 EA008390B1 EA200600343A EA200600343A EA008390B1 EA 008390 B1 EA008390 B1 EA 008390B1 EA 200600343 A EA200600343 A EA 200600343A EA 200600343 A EA200600343 A EA 200600343A EA 008390 B1 EA008390 B1 EA 008390B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- swelling
- substance
- binder material
- acid
- compound
- Prior art date
Links
- 238000007789 sealing Methods 0.000 title abstract 2
- 230000008961 swelling Effects 0.000 claims abstract description 48
- 239000008398 formation water Substances 0.000 claims abstract description 29
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims abstract description 25
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 10
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 53
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 52
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 claims description 42
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims description 42
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 claims description 40
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 29
- 239000005060 rubber Substances 0.000 claims description 28
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 27
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 11
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims description 9
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 7
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N Sulfuric acid Chemical class OS(O)(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical class S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-N Phosphoric acid Chemical class OP(O)(O)=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-N carbonic acid Chemical class OC(O)=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 claims description 4
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims description 4
- BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N methanoic acid Natural products OC=O BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 4
- OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 4-(3-methoxyphenyl)aniline Chemical class COC1=CC=CC(C=2C=CC(N)=CC=2)=C1 OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- GRYLNZFGIOXLOG-UHFFFAOYSA-N Nitric acid Chemical compound O[N+]([O-])=O GRYLNZFGIOXLOG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- IOVCWXUNBOPUCH-UHFFFAOYSA-N Nitrous acid Chemical class ON=O IOVCWXUNBOPUCH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229910000147 aluminium phosphate Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 235000019253 formic acid Nutrition 0.000 claims description 2
- 229910017604 nitric acid Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 150000004767 nitrides Chemical class 0.000 claims description 2
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 claims description 2
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-M hydroxide Chemical compound [OH-] XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims 1
- 150000003949 imides Chemical class 0.000 claims 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 claims 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 abstract description 3
- 230000005012 migration Effects 0.000 abstract 3
- 238000013508 migration Methods 0.000 abstract 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 26
- 239000000806 elastomer Substances 0.000 description 12
- -1 Ca 2+ and MD 2 ' Chemical class 0.000 description 10
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 9
- 229920001495 poly(sodium acrylate) polymer Polymers 0.000 description 9
- NNMHYFLPFNGQFZ-UHFFFAOYSA-M sodium polyacrylate Chemical compound [Na+].[O-]C(=O)C=C NNMHYFLPFNGQFZ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 9
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 7
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 6
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 6
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 5
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 5
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 5
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 5
- 229920001187 thermosetting polymer Polymers 0.000 description 5
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 4
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 4
- 230000008859 change Effects 0.000 description 4
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 4
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 4
- 239000013536 elastomeric material Substances 0.000 description 4
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 4
- 239000004743 Polypropylene Substances 0.000 description 3
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 3
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 3
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 3
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 3
- 238000002386 leaching Methods 0.000 description 3
- 229920001155 polypropylene Polymers 0.000 description 3
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 3
- 229920000247 superabsorbent polymer Polymers 0.000 description 3
- 239000004583 superabsorbent polymers (SAPs) Substances 0.000 description 3
- 229920001169 thermoplastic Polymers 0.000 description 3
- 239000004416 thermosoftening plastic Substances 0.000 description 3
- 238000004073 vulcanization Methods 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- KAKZBPTYRLMSJV-UHFFFAOYSA-N Butadiene Chemical compound C=CC=C KAKZBPTYRLMSJV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N Ethylene oxide Chemical compound C1CO1 IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920000181 Ethylene propylene rubber Polymers 0.000 description 2
- MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N Hydrogen peroxide Chemical compound OO MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L Magnesium chloride Chemical compound [Mg+2].[Cl-].[Cl-] TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 150000001242 acetic acid derivatives Chemical class 0.000 description 2
- 239000000853 adhesive Substances 0.000 description 2
- 230000001070 adhesive effect Effects 0.000 description 2
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 2
- 150000001408 amides Chemical class 0.000 description 2
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 2
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 description 2
- 229940092782 bentonite Drugs 0.000 description 2
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 description 2
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 2
- 235000010980 cellulose Nutrition 0.000 description 2
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 2
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 2
- 229920001477 hydrophilic polymer Polymers 0.000 description 2
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 2
- 229920000728 polyester Polymers 0.000 description 2
- 229920002635 polyurethane Polymers 0.000 description 2
- 239000004814 polyurethane Substances 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 2-Propenoic acid Natural products OC(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- KUDUQBURMYMBIJ-UHFFFAOYSA-N 2-prop-2-enoyloxyethyl prop-2-enoate Chemical compound C=CC(=O)OCCOC(=O)C=C KUDUQBURMYMBIJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- IKHGUXGNUITLKF-UHFFFAOYSA-N Acetaldehyde Chemical class CC=O IKHGUXGNUITLKF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NLHHRLWOUZZQLW-UHFFFAOYSA-N Acrylonitrile Chemical compound C=CC#N NLHHRLWOUZZQLW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 239000004709 Chlorinated polyethylene Substances 0.000 description 1
- YCKRFDGAMUMZLT-UHFFFAOYSA-N Fluorine atom Chemical compound [F] YCKRFDGAMUMZLT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 101000581326 Homo sapiens Mediator of DNA damage checkpoint protein 1 Proteins 0.000 description 1
- 102100027643 Mediator of DNA damage checkpoint protein 1 Human genes 0.000 description 1
- 229920000459 Nitrile rubber Polymers 0.000 description 1
- 229920003171 Poly (ethylene oxide) Polymers 0.000 description 1
- 239000004698 Polyethylene Substances 0.000 description 1
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 description 1
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000001252 acrylic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 150000001253 acrylic acids Chemical class 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 239000000956 alloy Substances 0.000 description 1
- 229910045601 alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 1
- 150000008064 anhydrides Chemical class 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 229920005557 bromobutyl Polymers 0.000 description 1
- 229920005549 butyl rubber Polymers 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 1
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001735 carboxylic acids Chemical class 0.000 description 1
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 229920005556 chlorobutyl Polymers 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 239000007799 cork Substances 0.000 description 1
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 230000007812 deficiency Effects 0.000 description 1
- ONCZQWJXONKSMM-UHFFFAOYSA-N dialuminum;disodium;oxygen(2-);silicon(4+);hydrate Chemical compound O.[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[Na+].[Na+].[Al+3].[Al+3].[Si+4].[Si+4].[Si+4].[Si+4] ONCZQWJXONKSMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 1
- 229910052731 fluorine Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011737 fluorine Substances 0.000 description 1
- 229920005560 fluorosilicone rubber Polymers 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 1
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- 150000004679 hydroxides Chemical class 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 150000002576 ketones Chemical class 0.000 description 1
- 229910001629 magnesium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- FPYJFEHAWHCUMM-UHFFFAOYSA-N maleic anhydride Chemical class O=C1OC(=O)C=C1 FPYJFEHAWHCUMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 1
- 150000002734 metacrylic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 150000002825 nitriles Chemical class 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 239000004014 plasticizer Substances 0.000 description 1
- 229920001084 poly(chloroprene) Polymers 0.000 description 1
- 229920000867 polyelectrolyte Polymers 0.000 description 1
- 229920000573 polyethylene Polymers 0.000 description 1
- 239000002861 polymer material Substances 0.000 description 1
- 239000004800 polyvinyl chloride Substances 0.000 description 1
- 229920000915 polyvinyl chloride Polymers 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N propylene Natural products CC=C QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000004805 propylene group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([*:1])C([H])([H])[*:2] 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 239000012744 reinforcing agent Substances 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 1
- 229920002379 silicone rubber Polymers 0.000 description 1
- 239000004945 silicone rubber Substances 0.000 description 1
- 229940080314 sodium bentonite Drugs 0.000 description 1
- 229910000280 sodium bentonite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 1
- 239000008107 starch Substances 0.000 description 1
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 229920003048 styrene butadiene rubber Polymers 0.000 description 1
- 150000003871 sulfonates Chemical class 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
- 229920003002 synthetic resin Polymers 0.000 description 1
- 239000000057 synthetic resin Substances 0.000 description 1
- BFKJFAAPBSQJPD-UHFFFAOYSA-N tetrafluoroethene Chemical group FC(F)=C(F)F BFKJFAAPBSQJPD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
- 230000005641 tunneling Effects 0.000 description 1
- 239000002023 wood Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/508—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/12—Packers; Plugs
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/12—Packers; Plugs
- E21B33/1208—Packers; Plugs characterised by the construction of the sealing or packing means
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/02—Subsoil filtering
- E21B43/10—Setting of casings, screens, liners or the like in wells
- E21B43/103—Setting of casings, screens, liners or the like in wells of expandable casings, screens, liners, or the like
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S277/00—Seal for a joint or juncture
- Y10S277/934—Seal swells when wet
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S277/00—Seal for a joint or juncture
- Y10S277/935—Seal made of a particular material
- Y10S277/936—Composite
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S277/00—Seal for a joint or juncture
- Y10S277/935—Seal made of a particular material
- Y10S277/944—Elastomer or plastic
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Sealing Material Composition (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Separation Using Semi-Permeable Membranes (AREA)
- Gasket Seals (AREA)
Abstract
Система предназначена для изоляции пространства (7) ствола (1) скважины, пробуренной в земных породах (2). Система содержит в стволе скважины вещество (12), способное набухать таким образом, чтобы при набухании указанного вещества изолировалось упомянутое пространство, при этом указанное вещество контактирует с пластовой водой (4), текущей в ствол скважины, в веществе, способном набухать, имеется связующий материал, содержащий растворимое в указанной пластовой воде соединение. Связующий материал, по существу, предотвращает или ограничивает распространение указанного соединения за пределы вещества, способного набухать, и позволяет указанной пластовой воде проникать в способное набухать вещество посредством осмоса, так что в результате перемещения указанной пластовой воды в способное набухать вещество происходит набухание данного вещества.
Description
Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение касается системы и способа изолирования пространства ствола скважины, пробуренной в земных породах, причем данные породы содержат пластовые воды, которые могут проникнуть в ствол скважины.
Уровень техники
При добыче углеводородного флюида из скважины является обычной установка одной или более цилиндрических обсадных труб в ствол скважины с целью стабилизации ствола скважины и управления притоком жидкости в ствол скважины из окружающих пород. Как правило, с ростом глубины диаметр обсадных труб пошагово уменьшается. Это является следствием технологии установки, в силу которой каждая следующая обсадная труба должна проходить через установленную ранее.
Предлагались альтернативные схемы построения колонны обсадных труб, в которых преодолевается проблема ступенчатого уменьшения диаметра обсадных труб. Например, в одной подобной схеме построения колонны обсадных труб каждая обсадная труба устанавливается в стволе посредством ее опускания на необходимую глубину через установленную ранее обсадную трубу, причем имеется небольшая перекрывающаяся часть обсадной трубы, которая выступает в установленную ранее обсадную трубу. Далее обсадная труба расширяется в стволе скважины в радиальном направлении для того, чтобы можно было через ствол опустить бурильную колонну, содержащую буровое долото сравнительно большого диаметра. После углубления ствола с помощью бурового долота сравнительно большого диаметра, через расширенную обсадную трубу упускают следующую обсадную трубу. Затем цикл расширения обсадной трубы, последующего бурения ствола скважины и опускания новой обсадной трубы повторяется. В результате получается ствол скважины, имеющий, по существу, одинаковый диаметр.
При процессе строительства обычной скважины устанавливаемые обсадные трубы фиксируются и изолируются в стволе скважины посредством закачивания некоторого слоя цемента между обсадной трубой и стенкой ствола скважины. Данная технология также может применяться к расширяемой короткой колонне труб скважины без обсадных труб. Изолирующее назначение слоя цемента связано со следующим требованием: должно отсутствовать перемещение пластовых жидкостей, таких как пластовая вода, через кольцеобразное пространство между обсадной трубой и стенкой ствола скважины. Тем не менее, из практики известно, что закачиванием цемента иногда тяжело добиться адекватной изоляции. Например, если буровой раствор, используемый при бурении ствола скважины, полностью не замещается цементом в кольцеобразном пространстве или неоднородности ствола скважины препятствуют адекватному заполнению цементом кольцеобразного пространства, то существует риск того, что пластовые жидкости будут перемещаться в осевом направлении через кольцеобразное пространство.
Документ АО 03/008756 описывает альтернативную систему изолирования кольцеобразного пространства ствола скважины, согласно которой в кольцеобразном пространстве размещается способный набухать изолирующий слой. Данный изолирующий слой изготавливается из каучукового материала, способного набухать при контакте с нефтью или водой, в зависимости от области применения. При использовании изолирующий слой набухает при попадании пластовой жидкости в ствол скважины и, таким образом, изолируется кольцеобразное пространство и предотвращается передвижение пластовой жидкости в осевом направлении через ствол скважины.
Примерами материалов, которые способны набухать при контакте с водой служат: 1) полиэлектролиты, такие как сверхпоглощающие полимеры (СПП), как например полиакрилат натрия и акриловые кислоты, 2) гидрофильные глинистые частицы, такие как частицы натриевого бентонита (например, вайомингского бентонита) или 3) естественные материалы, набухающие от воды, такие как древесина, пробка или наполнители из целлюлозы. Гидрофильные упругие полимеры используются в гражданском строительстве, например в уплотнителях при прокладке туннелей.
Хотя указанные выше материалы характеризуются подходящими показателями расширения при контакте с чистой (пресной) водой, было замечено, что изолирующие слои, изготовленные из указанных материалов, набухали недостаточно сильно при контакте с минерализованной пластовой водой. Например, частицы полиакрилата натрия и частицы бентонита, погруженные в воду, характеризуются резко снижающимся коэффициентом набухания, при изменении воды с пресной до минерализованной, особенно при наличии двухвалентных катионов, таких как Са2+ и Мд2', присутствие которых является обычным в нефтепромысловых водоносных пластах. Снижение коэффициента набухания СПП в минерализованной воде, особенно в растворах, содержащих двухвалентные катионы, рассмотрено на стр. 57 и фиг. 2.16 в книге «Современная технология сверхпоглощающих полимеров», авторы - Бухгольц Ф.Л. (Βιιοίιΐιοίζ Б.Ь.) и Грэхэм А.Т. (Сгайат А.Т.), издательство Аг11еу, Нью-Йорк, 1998, где показано значительное снижение способности к набуханию сшитого полиакрилата натрия в 0,9% по весу водном растворе №1С1 при увеличении концентрации СаС12. Здесь коэффициент набухания определяется как отношение объема вещества после его расширения к объему вещества до его расширения. Более того, гидрофильные полиуретаны (такие как Ациаргепе С-520® фирмы 8апуо, Ас.|иас|ие11 8У® фирмы Китгуата, НубтоШе® фирмы ЭепЫ), которые действительно набухают в минерализованных растворах, не подходят для большинства случаев использования при бурении скважин из-за их ограниченной, с точки зрения длительности, сопротивляемости воздействию высоких температур.
- 1 008390
Сущность изобретения
Цель настоящего изобретения заключается в том, чтобы предложить улучшенную систему изолирования пространства ствола скважины, пробуренной в земных породах, в которой исправляются недостатки существующих систем.
В соответствии с настоящим изобретением предлагается система изолирования пространства ствола скважины, пробуренной в земных породах, содержащая в стволе скважины вещество, способное набухать таким образом, чтобы при набухании указанного вещества изолировалось упомянутое пространство, при этом указанное вещество контактирует с пластовой водой, текущей в ствол скважины, в веществе, способном набухать, имеется связующий материал, содержащий растворимое в воде соединение, причем связующий материал, по существу, предотвращает или ограничивает распространение указанного соединения за пределы вещества, способного набухать, и позволяет указанной пластовой воде проникать в способное набухать вещество посредством осмоса, так что в результате перемещения указанной пластовой воды в способное набухать вещество происходит набухание данного вещества.
Настоящее изобретение также касается способа изолирования пространства ствола скважины, пробуренной в земных породах, данный способ предусматривает распределение способного набухать вещества в стволе скважины так, чтобы при набухании данного вещества изолировалось указанное пространство, при этом указанное вещество контактирует с пластовой водой, текущей в ствол скважины, в веществе, способном набухать, имеется связующий материал, содержащий растворимое в воде соединение, причем связующий материал, по существу, предотвращает или ограничивает распространение указанного соединения за пределы вещества, способного набухать, и позволяет указанной пластовой воде проникать в способное набухать вещество посредством осмоса, так что в результате перемещения указанной пластовой воды в способное набухать вещество происходит набухание данного вещества.
Таким образом добиваются, что набухание вещества, способного набухать, и, следовательно, изолирование упомянутого пространства происходят благодаря химическому осмосу, где связующий материал действует как мембрана, проницаемая для воды, но (в основном) непроницаемая для указанного соединения.
Для предотвращения или снижения выщелачивания указанного соединения из способного набухать вещества предпочтительно, чтобы указанное вещество содержало связующий материал, по существу, непроницаемый для указанного соединения или для ионов, получаемых из указанного соединения.
Предпочтительно, чтобы связующий материал был полимерным связующим материалом, например термореактивным эластомерным связующим материалом или термопластичным эластомерным связующим материалом.
В предпочтительном варианте реализации изобретения полимерный связующий материал получается или может получаться посредством примешивания упомянутого соединения в массу полимерного материала и последующей вулканизации массы полимерного материала с целью получения полимерного связующего материала. Например, упомянутое соединение представляет собой частицы соли, которые примешиваются в массу полимерного материала до сшивания (вулканизации), после которого следует сшивание с целью формирования эластомерного связующего материала с включенными в него частицами соли.
Подходящие термореактивные эластомерные материалы, способные выдержать высокие температуры в стволе скважины в течение длительного периода времени, перечислены ниже:
1) каучуковые материалы, которые помимо набухания в воде также набухают в сырой нефти, присутствующей в нефтяных буровых скважинах, такие как этиленпропиленовый каучук (ЕРМ и ΕΡΌΜ), тройной этиленпропилендиеновый сополимер (каучук) (ЕРТ), бутилкаучук (ПК), бромбутилкаучук (ВПК), хлорбутилкаучук (С11К), хлорированный полиэтилен (СМ/СРЕ), неопреновый каучук (СК), стиролбутадиен сополимер (каучук) (8ВК), сульфированный полиэтилен (С8М), этиленакрилатный каучук (ЕАМ/АЕМ), эпихлоргидриновый этиленоксид сополимер (СО, ЕСО), силиконовый каучук (УМЦ) и фторсиликоновый каучук (РУМЦ):
2) каучуковые материалы, которые не набухают в сырой нефти, такие как сополимер бутадиена и акрилонитрила (нитриловый каучук, ЫВК), гидрогенизованный ЫВК (ΗΝΒΚ ΗΝ8), как например ΖΕΤРОЬ®, ΤΟКNΑС®, ΤΕКВΑN®, ΝΡΠ с реактивной группой (.КАВК), фтористые каучуки (РКМ), как например νίΤΟΝ®, РЬиОКЕЕ®, исчерпывающе фторированные каучуки (РРКМ), как например ΚΑΒΒΕΖ®, СΗΕΜКΑΖ®, и четырехфторэтилен/пропилен (ТРЕ/Р), как например АРЬА8®, данные вещества не набухают при воздействии пластовой нефти.
Большинство данных эластомеров могут сшиваться с помощью более чем одного сшивающего агента (например, или серное сшивание или сшивание с перекисью водорода).
Помимо термореактивных (не набухающих и набухающих от контакта с нефтью) эластомерных связующих материалов, упомянутых выше, могут применяться смеси эластомеров («сплавы эластомеров»). Хотя возможно почти неисчерпаемое количество комбинаций термопластических и термореактивных эластомеров, наиболее предпочтительными являются смеси ΕΡΌΜ/полипропилен, такие как 8АКЕ1М<®. ЬеуаПех®, 8ап1оргспс®. смеси ХВК-полипропилен, такие как СЕОЬА8Т®, смеси NВК/поливинилхлорид и смеси ΝΒ/полипропилен. Все данные вещества склонны набухать в сырой неф
- 2 008390 ти, особенно при температурах глубинных буровых скважин.
Предпочтительно, чтобы указанное соединение включалось во множество частиц, однородно распределенных по связующему материалу.
Подходящими частицами являются тонкодисперсные частицы соли, предпочтительно диссоциирующей соли, которая может быть равномерно распределена в базовом каучуке. Например, применяются особо тонкодисперсные частицы соли, которые растворяются в воде, при этом соль выбирается из группы: соли уксусной кислоты (М-СН3СОО), кислые соли угольной кислоты (М-НСОз), соли угольной кислоты (М-СО3), соли муравьиной кислоты (М-НСО2), соли галоидводородной кислоты (Мх-Ну) (Н = С1, Вг или I), кислые соли сероводородной кислоты (М-Н8), гидроокиси (М-ОН), имиды двухосновной кислоты (М-ΝΗ), соли азотной кислоты (М-ЫО3), нитриды (М-Ν), соли азотистой кислоты (М-ЫО2), соли фосфорной кислоты (М-РО4), соли сероводородной кислоты (М-δ) и соли серной кислоты (М-8О4), где через М обозначается любой металл периодической таблицы. Также могут применяться другие соли, где катион не является металлом, например МН4С1.
Тем не менее, предпочтительно использовать следующие соли: №1С1 и СаС12.
Для ограничения выщелачивания соли из эластомера способное набухать вещество включает в себя любой гидрофильный полимер, который содержит полярные группы или кислорода, или азота в основных или боковых группах полимера. Данные боковые группы могут быть частично или полностью нейтрализованы. Полимерами данного типа являются, например, такие гидрофильные полимеры, как спирты, акрилаты, метакрилаты, ацетаты, ацетальдегиды, кетоны, сульфонаты, ангидриды, малеиновые ангидриды, нитрилы, нитрилы акриловой кислоты, амины, амиды, оксиды (полиэтилен оксид), целлюлозы, включая все производные соединения данных типов, все сополимеры, включающие в себя один из упомянутых выше привитых вариантов. Соответственно применяется трехкомпонентная система, включающая в себя эластомер, полярный СПП и соль, где полярный СПП прививается на основную цепь эластомера. Преимущество такой системы заключается в том, что частицы полярного СПП стремятся удержать частицы соли в матрице эластомера, таким образом сокращается выщелачивание соли из эластомера. Полярная соль притягивается электростатическими силами к молекулам полярного СПП, которые прививаются («приклеиваются») к основной цепи каучука.
Обычно способное набухать вещество должно набухать в воде, минерализация которой достигает 140 г/л хлористого натрия и содержащей значительные концентрации двухвалентных ионов, таких как по меньшей мере 40 г/л хлорида кальция и 8 г/л хлорида магния, при температурах, составляющих по меньшей мере 40°С, а предпочтительно 100-150°С, что является типичной статичной температурой забоя нефтяной скважины. Переход от не набухшего до полностью набухшего состояния предпочтительно занимает временной интервал в 2-3 недели, а набухшее состояние должно поддерживаться по меньшей мере один год.
Перечень фигур
Настоящее изобретение далее будет описано более подробно на примере и со ссылками на прилагаемые чертежи, на которых на фиг. 1 схематически показано изменение набухания материала, не соответствующего настоящему изобретению, причем материал погружается в воду, также меняется содержание соли в воде;
фиг. 2а содержит схематический вид изменения набухания различных каучуковых составов, погруженных в минерализованную воду в течение достаточно большого интервала времени;
на фиг. 2Ь схематически показано изменение набухания каучуковых составов с фиг. 2а в течение достаточно большого интервала времени;
на фиг. 3 содержится схематическое изображение изменения набухания каучукового состава, погруженного в минерализованную воду при различных концентрациях соли в каучуковом составе;
на фиг. 4 схематически изображен вариант реализации системы, соответствующей настоящему изобретению, где вокруг обсадной трубы имеется кольцеобразный изолирующий слой, данный слой достигает ствола скважины, пробуренной в земных породах и на фиг. 5 схематически показан вид сбоку обсадной трубы и кольцеобразного изолирующего слоя с фиг. 4.
На фигурах одинаковые числа обозначают одинаковые компоненты.
Сведения, подтверждающие возможность осуществления изобретения
На фиг. 1 имеется диаграмма, изображающая коэффициент набухания полиакрилата натрия, погруженного в воду, как функцию от минерализации солью №1С1 при различных плотностях сшивки (X), где
О = коэффициент набухания;
С = концентрация №1С1 в воде (вес.%);
линия а: X = 0,025 вес.% полиакрилата натрия;
линия Ь: X = 0,04 вес.% полиакрилата натрия; линия с: X = 0,06 вес.% полиакрилата натрия; линия ά: X = 0,08 вес.% полиакрилата натрия; линия е: X = 0,10 вес.% полиакрилата натрия.
Из диаграммы ясно, что эластомеры, набухающие от воды, подготовленные посредством добавле
- 3 008390 ния частиц сверхпоглощающих полимеров (СПП) в связующий материал каучука, не подходят для условий минерализации ствола скважины. Вода в водоносных породах может быть чрезвычайно минерализованной (насыщенной при температурах в скважине), обычно минерализация в 4-6 раз больше по сравнению с простой морской водой. Особенно присутствие двухвалентных катионов, таких как Са и Мд, которые обычно имеются в нефтепромысловых водоносных породах, значительно снижают способность к набуханию. Подобные частицы СПП могут распределяться в крахмальные системы, целлюлозные системы и системы с синтетической смолой. СППы имеют гидрофильные характеристики благодаря присутствию спиртов, карбоновых кислот, амидов или серных кислот. Благодаря сшивке частицы имеют трехмерную сетку, так что материал способен набухать по меньшей мере в 100 раз по сравнению с первоначальным объемом. Другие потенциально способные набухать полимеры, такие как полиуретаны, сложные и простые полиэфиры, считаются непригодными из-за присущей им нестабильности, являющейся результатом гидролиза.
На фиг. 2а и 2Ь показана зависимость от времени коэффициента набухания (8) трех составов, поставляемых фирмой КИМА®, Хугевен, Нидерланды. Данные составы доступны под следующими названиями:
900-70-1236, обозначен линией а';
900-70-1354, обозначен линией Ь';
900-70-1211, обозначен линией с'.
Основной смесью для данных составов является ΕΡΌΜ каучуковый связующий материал, выпускаемый фирмой Вауег®, Леверкузен, Германия, под торговым наименованием Випа ЕР® ЕРТ-5459/6950.
Более того, данные составы включают в себя обычные упрочняющие агенты, наполнители, агенты для вулканизации и стабилизаторы.
Дополнительно:
состав 900-70-1236 содержит частицы ЫаС1, поставляемые фирмой ΑΚΖΟ, Нидерланды, под торговым наименованием ΜΚ'ΈΟΖΟ®. данные частицы включены в каучуковый связующий материал в концентрации до 35 вес.% каучукового связующего материала;
состав 900-70-1354 содержит С1П1 (и не содержит соли);
состав 900-70-1211 содержит соль и СПП.
Из фигур ясно, что состав 900-70-1236 демонстрирует отличный коэффициент набухания - более чем 200% в объемном исчислении - в высоко минерализованном нефтепромысловом водном растворе, содержащем значительные количества двухвалентных ионов, Са2+, Мд2+. Состав 900-70-1354 характеризуется слабой способностью к набуханию (около 18% в объемном исчислении), а способность к набуханию гибридного состава 900-70-1211 находится между характеристиками состава 900-70-1236 и состава 900-70-1354.
На фиг. 3 изображена диаграмма, показывающая коэффициент набухания (8) составов, полученных на основе состава 900-70-1236, но в данном случае для различных концентраций частиц №С1 в каучуковом связующем материале Випа ЕР® ЕРТ-5459/6950. Концентрации частиц соли следующие:
34,8 вес.%, обозначен линией а;
26,3 вес.%, обозначен линией Ь;
41,6 вес.%, обозначен линией с;
15,1 вес.%, обозначен линией б.
Все остальные добавки в данных составах оставались постоянными.
Оказалось, что оптимальный коэффициент набухания достигался при концентрации частиц ЫаС1, находящейся в пределах 32-37 вес.% связующего материала.
На фиг. 4 и 5 показан ствол 1 скважины, пробуренный в земных породах 2, которые содержат пласт 4 пород, содержащий минерализованную пластовую воду. В стволе 1 скважины имеется обсадная труба 6, причем между обсадной трубой 6 и стенкой 8 скважины образуется кольцевидное пространство 7. Сверху скважины, на поверхности земли, имеется устьевое оборудование 10 скважины. В кольцевидном пространстве 7, в той части скважины, которая находится напротив пласта 4 земных пород, формируется кольцевидный изолирующий слой в виде колец 12 (показано только одно кольцо 12).
Кольца 12 состоят из одного или более термореактивных или термопластичных эластомерных материалов, способных набухать в воде, как указано выше. Кольца 12 сформированы, например, из полосок 14, расположенных вокруг обсадной трубы 6. Длина каждого кольца 12 обычно находится в пределах от 0,05 до 0,5 м, а толщина - от 0,003 до 0,07 м. Между кольцами и обсадной трубой имеется клеящее вещество, служащее для фиксирования колец 12 к внешней поверхности обсадной трубы 6, предпочтительно, чтобы клеящее вещество эффективно работало во время вулканизации эластомерного материала. Более того, кольца 12 содержат высокие концентрации (по меньшей мере 20 вес.%, а предпочтительно от 30 до 35 вес.% базового эластомера) частиц соли, так чтобы способствовать набуханию эластомерного материала при проникновении минерализованной пластовой воды в эластомерный материал при осмосе. В настоящем примере, частицы соли - это частицы ЫаС1, но могут использоваться высокие концентрации любых одно-, двух- и трехвалентных солей, растворимых в воде.
Для защиты колец 12 при установке обсадной трубы 6 в стволе скважины, множество колец 12 мо
- 4 008390 жет снабжаться одним или более кольцами («износными накладками») или рукавами, которые не набухают в воде, такими как каучуковые кольца из ΝΒΚ, ΗΝΒΚ, РКМ, ΧΝΒΚ, РРКМ, ТРЕ/Р. Такие дополнительные кольца должны иметь высокую износоустойчивость и предпочтительно размещаться на каждой стороне каждого набухающего эластомерного кольца 12. Альтернативно данные кольца могут располагаться только на концах набора колец 12.
При нормальном функционировании частицы №101 замешиваются в каучуковый связующий материал до его вулканизации с использованием подходящего оборудования (не показано), такого как а) двухвалковая дробилка, б) смесительные вальцы или в) пластикатор Гордона. Для полного обзора подобных технологий можно обратиться к Вернер Хофман, Руководство по технологии каучука, второе издание (1996), издательство Хансер/Гарднер, Цинциннати, Ι8ΒΝ 1-56990-145-7, глава 5: обработка эластомеров, «подготовка состава».
Далее каучуковому связующему материалу придается форма полоски 14, которая радиально или слегка по спирали намотана на поверхность обсадной трубы 6. На следующем шаге каучуковый эластомерный материал и, если есть, также материал износных накладок вулканизируют в печи при температурах в 150-180°С с целью получения колец 12. Впоследствии обсадная труба 6 опускается в ствол 1 скважины до тех пор, пока кольца 12 не будут располагаться в указанной части ствола 1 скважины напротив пласта 4 земных пород. Толщина колец 12 выбирается достаточно малой для того, чтобы не помешать опусканию обсадной трубы 6.
При течении минерализованной пластовой воды из пласта 4 пород в ствол 1 скважины, минерализованная пластовая вода входит в соприкосновение с кольцами 12, способными набухать от воды. Благодаря тому, что концентрация соли в частицах соли (чистая соль) гораздо выше, чем в минерализованной пластовой воде, посредством осмоса происходит проникновение пластовой воды в каучуковый связующий материал. Это приводит к набуханию колец 12, при этом кольца 12 начинают давить на стенку ствола скважины и, таким образом, полностью изолируют кольцеобразное пространство 7. Следовательно, предотвращается любое другое перемещение пластовой воды через кольцеобразное пространство 7.
При необходимости обсадная труба 6 расширяется в стволе скважины в радиальном направлении, предпочтительно это происходит до набухания колец 12.
Все образцы, на которые ссылались при обсуждении фиг. 2а, 2Ь и 3, погружались в минерализованную воду водоносного пласта («100% пластовая вода Омана»), которая включает в себя 139 г/л ИаСЬ 41 г/л СаС12, 7,5 г/л МдС12 и имеет температуру 95°С.
Вместо того чтобы помещать кольца (см. фиг. 4 и 5) на обсадную трубу, они могут располагаться на одной или нескольких секциях трубы без боковых отверстий, размещенной между секциями песчаного экрана, например, расширяемого песчаного экрана. Таким способом, возможно создать отдельные секции песчаного экрана для притока. Данные секции можно по выбору закрывать при эксплуатации скважины.
Соответственно обсадная труба является расширяемой обсадной трубой, которая расширяется в стволе скважины в радиальном направлении до или после набухания колец. Предпочтительно расширение происходит до набухания указанных колец.
Claims (17)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Система изоляции пространства ствола скважины, пробуренной в земных породах, содержащая в стволе скважины вещество, способное набухать таким образом, чтобы при набухании указанного вещества изолировалось упомянутое пространство, при этом указанное вещество контактирует с пластовой водой, текущей в ствол скважины, в веществе, способном набухать, имеется полимерный связующий материал, содержащий растворимое в указанной пластовой воде соединение, причем связующий материал, по существу, предотвращает или ограничивает распространение указанного соединения за пределы вещества, способного набухать, и позволяет указанной пластовой воде проникать в способное набухать вещество посредством осмоса, так что в результате перемещения указанной пластовой воды в способное набухать вещество происходит набухание данного вещества, отличающаяся тем, что указанный полимерный связующий материал получается или может быть получен посредством примешивания упомянутого соединения в массу полимерного материала и последующей вулканизации массы полимерного материала с целью получения полимерного связующего материала.
- 2. Система по п.1, в которой указанный связующий материал, по существу, непроницаем для указанного соединения или для ионов указанного соединения.
- 3. Система по п.1, в которой данный полимерный связующий материал является эластомерным связующим материалом.
- 4. Система по п.3, в которой эластомерный связующий материал содержит каучук, выбираемый из базового каучука ΝΒΚ, ΗΝΒΚ, РКМ, ΧΝΒΚ, РРКМ, ТРЕ/Р или ЕРЭМ.
- 5. Система по любому из пп.1-4, в которой соединение присутствует в связующем материале в виде множества частиц, распределенных по связующему материалу.
- 6. Система по п.5, в которой частицы распределены по связующему материалу, по существу, рав- 5 008390 но мерно.
- 7. Система по любому из пп.5-6, в которой частицы включены в связующий материал.
- 8. Система по любому из пи. 1-7, в которой указанное соединение содержит соль, например диссоциирующую соль.
- 9. Система по п.8, в которой соль выбирается из группы соли уксусной кислоты (М-СН3СОО), кислые соли угольной кислоты (М-НСО3), соли угольной кислоты (М-СО3), соли муравьиной кислоты (МНСОг), соли галоидводородной кислоты (Мх-Ну) (Н = С1, Вт или I), кислые соли сероводородной кислоты (М-Н8), гидроокиси (М-ОН), имиды двухосновной кислоты (М-ΝΗ), соли азотной кислоты (Μ-ΝΟ3), нитриды (М-Ν), соли азотистой кислоты (М-ЫС,), соли фосфорной кислоты (М-РО4), соли сероводородной кислоты (М-8) и соли серной кислоты (М-8О4), где через М обозначается любой металл, выбираемый из группы металлов периодической таблицы.
- 10. Система по любому из пп.8-9, в которой способное набухать вещество содержит по меньшей мере 20% соли от общего веса связующего материала и соли, а более предпочтительно по меньшей мере 35% соли от общего веса связующего материала и соли.
- 11. Система по любому из пи. 1-10, в которой указанное пространство является кольцеобразным пространством, сформированным между цилиндрическим элементом, расположенным в стволе скважины и, по существу, цилиндрической стенкой, окружающей цилиндрический элемент.
- 12. Система по и. 11, в которой указанный цилиндрический элемент - это обсадная труба ствола скважины или короткая колонна труб ствола скважины, а указанная, по существу, цилиндрическая стенка - это стенка ствола скважины.
- 13. Система по любому из пи. 11-12, в которой способное набухать вещество представляет собой одно или несколько колец, каждое кольцо расположено вокруг цилиндрического элемента.
- 14. Система по любому из пи. 1-13, в которой способное набухать вещество располагается в части ствола скважины, находящейся напротив пласта земной породы, содержащего пластовую воду.
- 15. Система по любому из пи. 1-14, в которой пластовая вода является минерализованной пластовой водой.
- 16. Способ изоляции пространства ствола скважины, пробуренной в земной породе, данный способ предусматривает распределение способного набухать вещества в стволе скважины так, чтобы при набухании данного вещества изолировалось указанное пространство, при этом указанное вещество контактирует с пластовой водой, текущей в ствол скважины, в веществе, способном набухать, имеется полимерный связующий материал, содержащий растворимое в указанной пластовой воде соединение, причем связующий материал, по существу, предотвращает или ограничивает распространение указанного соединения за пределы вещества, способного набухать, и позволяет указанной пластовой воде проникать в способное набухать вещество посредством осмоса, так что в результате перемещения указанной пластовой воды в способное набухать вещество происходит набухание данного вещества, отличающийся тем, что указанный полимерный связующий материал получается или может быть получен посредством примешивания упомянутого соединения в массу полимерного материала и последующей вулканизации массы полимерного материала с целью получения полимерного связующего материала.
- 17. Способ по и. 16, в котором упомянутое соединение примешивается в массу полимерного материала в форме множества частиц данного соединения.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EP03254738 | 2003-07-29 | ||
| PCT/EP2004/051572 WO2005012686A1 (en) | 2003-07-29 | 2004-07-22 | System for sealing a space in a wellbore |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200600343A1 EA200600343A1 (ru) | 2006-06-30 |
| EA008390B1 true EA008390B1 (ru) | 2007-04-27 |
Family
ID=34112501
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200600343A EA008390B1 (ru) | 2003-07-29 | 2004-07-22 | Система изолирования пространства ствола скважины |
Country Status (17)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7527099B2 (ru) |
| EP (1) | EP1649136B2 (ru) |
| CN (1) | CN100449111C (ru) |
| AR (1) | AR045138A1 (ru) |
| AU (1) | AU2004260885B2 (ru) |
| BR (1) | BRPI0413004B1 (ru) |
| CA (1) | CA2533424C (ru) |
| DK (1) | DK1649136T4 (ru) |
| EA (1) | EA008390B1 (ru) |
| EG (1) | EG24311A (ru) |
| MA (1) | MA27978A1 (ru) |
| MX (1) | MXPA06000959A (ru) |
| MY (1) | MY137502A (ru) |
| NO (1) | NO343768B1 (ru) |
| NZ (1) | NZ544613A (ru) |
| OA (1) | OA13222A (ru) |
| WO (1) | WO2005012686A1 (ru) |
Cited By (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2619317C2 (ru) * | 2011-10-04 | 2017-05-15 | Рума Продактс Холдинг Б.В. | Набухающие эластомерные полимерные материалы |
| US9682425B2 (en) | 2009-12-08 | 2017-06-20 | Baker Hughes Incorporated | Coated metallic powder and method of making the same |
| US9707739B2 (en) | 2011-07-22 | 2017-07-18 | Baker Hughes Incorporated | Intermetallic metallic composite, method of manufacture thereof and articles comprising the same |
| RU2627779C2 (ru) * | 2012-05-08 | 2017-08-11 | Бэйкер Хьюз Инкорпорейтед | Разрушаемое и приспосабливаемое металлическое уплотнение и способ его изготовления |
| US9925589B2 (en) | 2011-08-30 | 2018-03-27 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Aluminum alloy powder metal compact |
| US9926766B2 (en) | 2012-01-25 | 2018-03-27 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Seat for a tubular treating system |
| US10240419B2 (en) | 2009-12-08 | 2019-03-26 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Downhole flow inhibition tool and method of unplugging a seat |
| US10378303B2 (en) | 2015-03-05 | 2019-08-13 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Downhole tool and method of forming the same |
Families Citing this family (77)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7584795B2 (en) | 2004-01-29 | 2009-09-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sealed branch wellbore transition joint |
| GB2428058B (en) | 2004-03-12 | 2008-07-30 | Schlumberger Holdings | Sealing system and method for use in a well |
| EP1759086B1 (en) * | 2004-06-25 | 2009-07-29 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Screen for controlling sand production in a wellbore |
| WO2006045794A1 (en) * | 2004-10-27 | 2006-05-04 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Sealing of a wellbore device in a tubular element |
| 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 |
| US7373991B2 (en) | 2005-07-18 | 2008-05-20 | Schlumberger Technology Corporation | Swellable elastomer-based apparatus, oilfield elements comprising same, and methods of using same in oilfield applications |
| US7407007B2 (en) | 2005-08-26 | 2008-08-05 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for isolating flow in a shunt tube |
| US8651179B2 (en) * | 2010-04-20 | 2014-02-18 | Schlumberger Technology Corporation | Swellable downhole device of substantially constant profile |
| US7717180B2 (en) | 2006-06-29 | 2010-05-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Swellable elastomers and associated methods |
| US7665538B2 (en) | 2006-12-13 | 2010-02-23 | Schlumberger Technology Corporation | Swellable polymeric materials |
| DE602007007726D1 (de) | 2007-04-06 | 2010-08-26 | Schlumberger Services Petrol | Verfahren und Zusammensetzung zur Zonenisolierung eines Bohrlochs |
| US20090130938A1 (en) * | 2007-05-31 | 2009-05-21 | Baker Hughes Incorporated | Swellable material and method |
| US7806193B2 (en) * | 2007-06-06 | 2010-10-05 | Baker Hughes Incorporated | Swellable packer with back-up systems |
| GB0711979D0 (en) | 2007-06-21 | 2007-08-01 | Swelltec Ltd | Method and apparatus |
| EP2229500A1 (en) | 2007-06-21 | 2010-09-22 | Swelltec Limited | Apparatus and method with hydrocarbon swellable and water swellable body |
| BRPI0815626A2 (pt) * | 2007-08-20 | 2015-02-18 | Shell Int Research | Método para criar uma vedação anular em torno de um elemento tubular para uso em um furo de poço. |
| US9018144B2 (en) | 2007-10-01 | 2015-04-28 | Baker Hughes Incorporated | Polymer composition, swellable composition comprising the polymer composition, and articles including the swellable composition |
| US8181708B2 (en) * | 2007-10-01 | 2012-05-22 | Baker Hughes Incorporated | Water swelling rubber compound for use in reactive packers and other downhole tools |
| US8240377B2 (en) | 2007-11-09 | 2012-08-14 | Halliburton Energy Services Inc. | Methods of integrating analysis, auto-sealing, and swellable-packer elements for a reliable annular seal |
| US20090139710A1 (en) * | 2007-11-30 | 2009-06-04 | Schlumberger Technology Corporation | Swellable compositions and methods and devices for controlling them |
| US20090176667A1 (en) * | 2008-01-03 | 2009-07-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Expandable particulates and methods of their use in subterranean formations |
| US7931092B2 (en) * | 2008-02-13 | 2011-04-26 | Stowe Woodward, L.L.C. | Packer element with recesses for downwell packing system and method of its use |
| US7994257B2 (en) * | 2008-02-15 | 2011-08-09 | Stowe Woodward, Llc | Downwell system with swellable packer element and composition for same |
| US20090205817A1 (en) * | 2008-02-15 | 2009-08-20 | Gustafson Eric J | Downwell system with differentially swellable packer |
| US20090205842A1 (en) * | 2008-02-15 | 2009-08-20 | Peter Williamson | On-site assemblable packer element for downwell packing system |
| US20090205841A1 (en) * | 2008-02-15 | 2009-08-20 | Jurgen Kluge | Downwell system with activatable swellable packer |
| US20090205818A1 (en) * | 2008-02-15 | 2009-08-20 | Jurgen Klunge | Downwell system with swellable packer including blowing agent |
| US7748468B2 (en) * | 2008-04-10 | 2010-07-06 | Baker Hughes Incorporated | Sealing devices having a metal foam material and methods of manufacturing and using same |
| EP2113546A1 (en) | 2008-04-28 | 2009-11-04 | Schlumberger Holdings Limited | Swellable compositions for borehole applications |
| GB0817149D0 (en) * | 2008-09-19 | 2008-10-29 | Swellfix Bv | Downhole seal |
| US7866406B2 (en) * | 2008-09-22 | 2011-01-11 | Baker Hughes Incorporated | System and method for plugging a downhole wellbore |
| US8087459B2 (en) | 2009-03-31 | 2012-01-03 | Weatherford/Lamb, Inc. | Packer providing multiple seals and having swellable element isolatable from the wellbore |
| GB2469870A (en) | 2009-05-01 | 2010-11-03 | Swelltec Ltd | Support assembly for a downhole tool |
| US8807216B2 (en) | 2009-06-15 | 2014-08-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions comprising particulate foamed elastomers and associated methods |
| GB2471330B (en) | 2009-06-26 | 2012-01-04 | Swelltec Ltd | Improvements to swellable apparatus and materials therefor |
| US8256510B2 (en) | 2009-08-12 | 2012-09-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Control screen assembly |
| US8302680B2 (en) * | 2009-08-12 | 2012-11-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Swellable screen assembly |
| US20110086942A1 (en) * | 2009-10-09 | 2011-04-14 | Schlumberger Technology Corporation | Reinforced elastomers |
| US9708523B2 (en) * | 2009-10-27 | 2017-07-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Swellable spacer fluids and associated methods |
| US20110120733A1 (en) | 2009-11-20 | 2011-05-26 | Schlumberger Technology Corporation | Functionally graded swellable packers |
| US20110203795A1 (en) * | 2010-02-24 | 2011-08-25 | Christopher John Murphy | Sealant for forming durable plugs in wells and methods for completing or abandoning wells |
| US20110220359A1 (en) * | 2010-03-10 | 2011-09-15 | Soliman Mohamed Y | Methods Relating to Modifying Flow Patterns Using In-Situ Barriers |
| EP2381065B1 (en) | 2010-04-20 | 2016-11-16 | Services Pétroliers Schlumberger | System and method for improving zonal isolation in a well |
| EP2404975A1 (en) | 2010-04-20 | 2012-01-11 | Services Pétroliers Schlumberger | Composition for well cementing comprising a compounded elastomer swelling additive |
| EP2469016A1 (en) | 2010-12-22 | 2012-06-27 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | System and method for sealing a space in a wellbore |
| EP2469017A1 (en) | 2010-12-22 | 2012-06-27 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | System and method for providing a pressure seal |
| US20130269942A1 (en) | 2010-12-31 | 2013-10-17 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method and system for sealing a void in an underground wellbore |
| US8490707B2 (en) | 2011-01-11 | 2013-07-23 | Schlumberger Technology Corporation | Oilfield apparatus and method comprising swellable elastomers |
| US8912256B2 (en) | 2011-11-10 | 2014-12-16 | Weatherford/Lamb, Inc. | Swellable material using soy spent flakes |
| WO2013070082A1 (en) | 2011-11-11 | 2013-05-16 | Ruma Products Holding B.V. | Use of swellable elastomeric polymer materials |
| NL2007811C2 (en) * | 2011-11-18 | 2013-05-23 | Ruma Products Holding B V | Seal sleeve and method for applying such a seal sleeve. |
| NL2007812C2 (en) * | 2011-11-18 | 2013-05-23 | Ruma Products Holding B V | Seal sleeve and assembly including such a seal sleeve. |
| NL2007810C2 (en) | 2011-11-18 | 2013-05-23 | Ruma Products Holding B V | Seal sleeve and assembly including such a seal sleeve. |
| WO2013095098A1 (en) | 2011-11-18 | 2013-06-27 | Ruma Products Holding B.V. | Seal sleeve and assembly including such a seal sleeve |
| US9284812B2 (en) | 2011-11-21 | 2016-03-15 | Baker Hughes Incorporated | System for increasing swelling efficiency |
| US20130126190A1 (en) * | 2011-11-21 | 2013-05-23 | Baker Hughes Incorporated | Ion exchange method of swellable packer deployment |
| US9080419B2 (en) * | 2012-07-05 | 2015-07-14 | Craig H. Benson | Bentonite collars for wellbore casings |
| US9404030B2 (en) * | 2012-08-14 | 2016-08-02 | Baker Hughes Incorporated | Swellable article |
| CA3005540C (en) | 2012-08-27 | 2020-03-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Constructed annular safety valve element package |
| WO2014042657A1 (en) * | 2012-09-17 | 2014-03-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well tools with semi-permeable barrier for water-swellable material |
| US10604693B2 (en) * | 2012-09-25 | 2020-03-31 | Weatherford Technology Holdings, Llc | High water and brine swell elastomeric compositions and method for making and using same |
| US10047267B2 (en) | 2012-10-31 | 2018-08-14 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Strontium carbonate bridging materials and methods for making and using same |
| EP2978811B1 (en) | 2013-03-25 | 2017-06-07 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Coating composition and method |
| WO2015072858A2 (en) | 2013-11-15 | 2015-05-21 | Ruma Products Holding B.V. | Swellable seals and their use |
| US10689740B2 (en) | 2014-04-18 | 2020-06-23 | Terves, LLCq | Galvanically-active in situ formed particles for controlled rate dissolving tools |
| US10865465B2 (en) | 2017-07-27 | 2020-12-15 | Terves, Llc | Degradable metal matrix composite |
| US10150713B2 (en) | 2014-02-21 | 2018-12-11 | Terves, Inc. | Fluid activated disintegrating metal system |
| US11167343B2 (en) | 2014-02-21 | 2021-11-09 | Terves, Llc | Galvanically-active in situ formed particles for controlled rate dissolving tools |
| NL2013568B1 (en) * | 2014-10-03 | 2016-10-03 | Ruma Products Holding B V | Seal and assembly comprising the seal and method for applying the seal. |
| US9702217B2 (en) | 2015-05-05 | 2017-07-11 | Baker Hughes Incorporated | Swellable sealing systems and methods for increasing swelling efficiency |
| WO2018060117A1 (en) | 2016-09-27 | 2018-04-05 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | System, method, and sleeve, for cladding an underground wellbore passage |
| EP3535477B1 (en) * | 2016-11-01 | 2020-09-23 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method for sealing cavities in or adjacent to a cured cement sheath surrounding a well casing |
| CA3098963A1 (en) | 2018-06-13 | 2019-12-19 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method of preparing a wellbore tubular comprising an elastomer sleeve |
| WO2020016169A1 (en) | 2018-07-20 | 2020-01-23 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method of remediating leaks in a cement sheath surrounding a wellbore tubular |
| WO2020145936A1 (en) * | 2019-01-07 | 2020-07-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method to attain full annular coverage during cementing or mud circulation |
| EP4185764B1 (en) | 2020-07-24 | 2024-09-11 | Ruma Products B.V. | Downhole seal and method of setting a downhole seal |
| US20240191591A1 (en) * | 2022-12-09 | 2024-06-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hydrated Metal Carbonate For Carbon Capture And Underground Storage |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3385367A (en) * | 1966-12-07 | 1968-05-28 | Kollsman Paul | Sealing device for perforated well casing |
| US5195583A (en) * | 1990-09-27 | 1993-03-23 | Solinst Canada Ltd | Borehole packer |
| WO2002059452A1 (en) * | 2001-01-26 | 2002-08-01 | E2 Tech Limited | Device and method to seal boreholes |
| WO2003008756A1 (en) * | 2001-07-18 | 2003-01-30 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Wellbore system with annular seal member |
Family Cites Families (13)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3306870A (en) * | 1964-06-01 | 1967-02-28 | Dow Chemical Co | Fluid gelable composition of acrylamide polymers and aqueous solutions of inorganic hydroxides and salts |
| US3502149A (en) † | 1967-04-07 | 1970-03-24 | Dow Chemical Co | Sealing composition and method of use thereof |
| US4137970A (en) * | 1977-04-20 | 1979-02-06 | The Dow Chemical Company | Packer with chemically activated sealing member and method of use thereof |
| US4590227A (en) † | 1984-10-24 | 1986-05-20 | Seitetsu Kagaku Co., Ltd. | Water-swellable elastomer composition |
| JP2579979B2 (ja) * | 1987-02-26 | 1997-02-12 | 株式会社東芝 | 半導体素子の製造方法 |
| US4919989A (en) * | 1989-04-10 | 1990-04-24 | American Colloid Company | Article for sealing well castings in the earth |
| US5290844A (en) † | 1989-07-28 | 1994-03-01 | C. I. Kasei Co., Ltd. | Water-swellable adhesive water stop |
| GB2338500B (en) | 1995-05-22 | 2000-02-16 | Baker Hughes Inc | Method of sealing and transferring force in a wellbore |
| AU2003264283A1 (en) * | 2002-09-06 | 2004-03-29 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Wellbore device for selective transfer of fluid |
| US7134109B2 (en) * | 2003-02-10 | 2006-11-07 | National Instruments Corporation | Parameter oriented graphical representation of hardware timing and triggering capabilities with contextual information |
| WO2005094521A2 (en) * | 2004-03-23 | 2005-10-13 | Georgia Tech Research Corporation | Anatomical connection |
| MY143661A (en) | 2004-11-18 | 2011-06-30 | Shell Int Research | Method of sealing an annular space in a wellbore |
| EP1825098A1 (en) | 2004-12-15 | 2007-08-29 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Wellbore system extending through a salt layer |
-
2004
- 2004-07-22 CA CA2533424A patent/CA2533424C/en not_active Expired - Lifetime
- 2004-07-22 CN CNB2004800219441A patent/CN100449111C/zh not_active Expired - Fee Related
- 2004-07-22 DK DK04766286.1T patent/DK1649136T4/en active
- 2004-07-22 OA OA1200600027A patent/OA13222A/en unknown
- 2004-07-22 EA EA200600343A patent/EA008390B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2004-07-22 WO PCT/EP2004/051572 patent/WO2005012686A1/en active IP Right Grant
- 2004-07-22 NZ NZ544613A patent/NZ544613A/en not_active IP Right Cessation
- 2004-07-22 EP EP04766286.1A patent/EP1649136B2/en not_active Expired - Lifetime
- 2004-07-22 US US10/566,151 patent/US7527099B2/en active Active
- 2004-07-22 AU AU2004260885A patent/AU2004260885B2/en not_active Expired
- 2004-07-22 BR BRPI0413004A patent/BRPI0413004B1/pt active IP Right Grant
- 2004-07-22 MX MXPA06000959A patent/MXPA06000959A/es active IP Right Grant
- 2004-07-28 AR ARP040102674A patent/AR045138A1/es active IP Right Grant
- 2004-07-28 MY MYPI20043032A patent/MY137502A/en unknown
-
2006
- 2006-01-28 EG EGNA2006000104 patent/EG24311A/xx active
- 2006-02-03 MA MA28773A patent/MA27978A1/fr unknown
- 2006-02-27 NO NO20060937A patent/NO343768B1/no unknown
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3385367A (en) * | 1966-12-07 | 1968-05-28 | Kollsman Paul | Sealing device for perforated well casing |
| US5195583A (en) * | 1990-09-27 | 1993-03-23 | Solinst Canada Ltd | Borehole packer |
| WO2002059452A1 (en) * | 2001-01-26 | 2002-08-01 | E2 Tech Limited | Device and method to seal boreholes |
| WO2003008756A1 (en) * | 2001-07-18 | 2003-01-30 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Wellbore system with annular seal member |
Cited By (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US9682425B2 (en) | 2009-12-08 | 2017-06-20 | Baker Hughes Incorporated | Coated metallic powder and method of making the same |
| US10240419B2 (en) | 2009-12-08 | 2019-03-26 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Downhole flow inhibition tool and method of unplugging a seat |
| US10669797B2 (en) | 2009-12-08 | 2020-06-02 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Tool configured to dissolve in a selected subsurface environment |
| US9707739B2 (en) | 2011-07-22 | 2017-07-18 | Baker Hughes Incorporated | Intermetallic metallic composite, method of manufacture thereof and articles comprising the same |
| US10697266B2 (en) | 2011-07-22 | 2020-06-30 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Intermetallic metallic composite, method of manufacture thereof and articles comprising the same |
| US9925589B2 (en) | 2011-08-30 | 2018-03-27 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Aluminum alloy powder metal compact |
| US11090719B2 (en) | 2011-08-30 | 2021-08-17 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Aluminum alloy powder metal compact |
| RU2619317C2 (ru) * | 2011-10-04 | 2017-05-15 | Рума Продактс Холдинг Б.В. | Набухающие эластомерные полимерные материалы |
| US9926766B2 (en) | 2012-01-25 | 2018-03-27 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Seat for a tubular treating system |
| RU2627779C2 (ru) * | 2012-05-08 | 2017-08-11 | Бэйкер Хьюз Инкорпорейтед | Разрушаемое и приспосабливаемое металлическое уплотнение и способ его изготовления |
| US10378303B2 (en) | 2015-03-05 | 2019-08-13 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Downhole tool and method of forming the same |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EP1649136B1 (en) | 2006-10-18 |
| DK1649136T3 (da) | 2007-02-19 |
| NO20060937L (no) | 2006-02-27 |
| US20070056735A1 (en) | 2007-03-15 |
| MY137502A (en) | 2009-02-27 |
| AU2004260885B2 (en) | 2007-11-08 |
| EG24311A (en) | 2009-01-14 |
| EP1649136B2 (en) | 2018-02-28 |
| CA2533424C (en) | 2012-06-12 |
| CA2533424A1 (en) | 2005-02-10 |
| OA13222A (en) | 2006-12-13 |
| WO2005012686A1 (en) | 2005-02-10 |
| CN1829852A (zh) | 2006-09-06 |
| AR045138A1 (es) | 2005-10-19 |
| BRPI0413004A (pt) | 2006-09-26 |
| NZ544613A (en) | 2007-11-30 |
| EA200600343A1 (ru) | 2006-06-30 |
| US7527099B2 (en) | 2009-05-05 |
| DK1649136T4 (en) | 2018-06-06 |
| EP1649136A1 (en) | 2006-04-26 |
| CN100449111C (zh) | 2009-01-07 |
| MXPA06000959A (es) | 2006-03-30 |
| NO343768B1 (no) | 2019-06-03 |
| MA27978A1 (fr) | 2006-07-03 |
| BRPI0413004B1 (pt) | 2016-04-19 |
| AU2004260885A1 (en) | 2005-02-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA008390B1 (ru) | Система изолирования пространства ствола скважины | |
| US8490707B2 (en) | Oilfield apparatus and method comprising swellable elastomers | |
| CA2888532C (en) | Controlled swell-rate swellable packer and method | |
| US8689894B2 (en) | Method and composition for zonal isolation of a well | |
| US8181708B2 (en) | Water swelling rubber compound for use in reactive packers and other downhole tools | |
| EA011961B1 (ru) | Способ уплотнения кольцевого пространства ствола скважины | |
| EP2806007B1 (en) | Methods for maintaining zonal isolation in a subterranean well | |
| WO2014052238A1 (en) | High water and brine swell elastomeric compositions and method for making and using same | |
| US20140060836A1 (en) | Methods for Maintaining Zonal Isolation in A Subterranean Well | |
| WO2010039131A1 (en) | Water swelling rubber compound for use in reactive packers and other downhole tools | |
| US20090205818A1 (en) | Downwell system with swellable packer including blowing agent | |
| EP2615151A1 (en) | Compositions and methods for well cementing | |
| WO2015153286A1 (en) | Methods for maintaining zonal isolation in a subterranean well | |
| WO2014066093A1 (en) | Methods for maintaining zonal isolation in a subterranean well | |
| EP4185764B1 (en) | Downhole seal and method of setting a downhole seal | |
| WO2020264288A1 (en) | Cement compositions and methods |
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): KZ RU |