EA009320B1 - System for sealing an annular space in a wellbore - Google Patents
System for sealing an annular space in a wellbore Download PDFInfo
- Publication number
- EA009320B1 EA009320B1 EA200601667A EA200601667A EA009320B1 EA 009320 B1 EA009320 B1 EA 009320B1 EA 200601667 A EA200601667 A EA 200601667A EA 200601667 A EA200601667 A EA 200601667A EA 009320 B1 EA009320 B1 EA 009320B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- sealing layer
- tubular element
- sealing
- tubular
- control line
- Prior art date
Links
- 238000007789 sealing Methods 0.000 title claims abstract description 92
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 23
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 20
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 17
- 230000008961 swelling Effects 0.000 claims description 16
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 5
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 claims description 3
- 239000000806 elastomer Substances 0.000 claims description 2
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 claims 2
- 238000000576 coating method Methods 0.000 claims 2
- 239000013536 elastomeric material Substances 0.000 claims 1
- 239000000565 sealant Substances 0.000 claims 1
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 69
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 31
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 10
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 10
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 10
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 4
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 3
- 230000000712 assembly Effects 0.000 description 2
- 238000000429 assembly Methods 0.000 description 2
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 2
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 2
- 238000000034 method Methods 0.000 description 2
- ZSBOMTDTBDDKMP-OAHLLOKOSA-N alogliptin Chemical group C=1C=CC=C(C#N)C=1CN1C(=O)N(C)C(=O)C=C1N1CCC[C@@H](N)C1 ZSBOMTDTBDDKMP-OAHLLOKOSA-N 0.000 description 1
- 238000005452 bending Methods 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 238000005056 compaction Methods 0.000 description 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 description 1
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 1
- 229940103513 kazano Drugs 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/12—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
- E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
- E21B17/10—Wear protectors; Centralising devices, e.g. stabilisers
- E21B17/1035—Wear protectors; Centralising devices, e.g. stabilisers for plural rods, pipes or lines, e.g. for control lines
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
- E21B17/10—Wear protectors; Centralising devices, e.g. stabilisers
- E21B17/1042—Elastomer protector or centering means
- E21B17/105—Elastomer protector or centering means split type
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Rigid Pipes And Flexible Pipes (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Gasket Seals (AREA)
- Joints With Sleeves (AREA)
- Pipe Accessories (AREA)
- Laying Of Electric Cables Or Lines Outside (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Description
Настоящее изобретение относится к системе для уплотнения кольцевого зазора между трубчатым элементом, продолжающимся внутри скважины, и цилиндрической стенкой, окружающей трубчатый элемент, в которой линия управления для скважинного устройства продолжается в продольном направлении вдоль трубчатого элемента. В области добычи углеводородных флюидов из скважины обычно требуется обеспечить уплотнение кольцевого пространства, формируемого между эксплуатационной насосно-компрессорной колонной, продолжающейся внутри скважины, и окружающей обсадной трубой или обкладкой, или между обсадной трубой или обкладкой и стенкой скважины. В таких вариантах выполнения одна или больше линий управления для подачи энергии или передачи сигнала множество раз продолжается через кольцевое пространство. Различные пакеры применяют для обеспечения такой функции уплотнения. Некоторые из них имеют соединительные выводы на одном из концов для соединения линий управления с пакерами. Хотя такие пакеры могут обеспечивать адекватную возможность уплотнения, опыт показывает, что сборка пакеров и линий управления на трубчатом элементе на месте скважины может быть трудноосуществимой.The present invention relates to a system for sealing an annular gap between a tubular element extending inside the well and a cylindrical wall surrounding the tubular element in which the control line for the downhole device extends in the longitudinal direction along the tubular element. In the production of hydrocarbon fluids from a well, it is usually required to seal the annular space formed between the production tubing extending inside the well and the surrounding casing or lining, or between the casing or lining and the borehole wall. In such embodiments, one or more control lines for supplying energy or transmitting a signal are continued through the annular space many times. Various packers are used to provide this sealing function. Some of them have connecting pins at one of the ends for connecting control lines with packers. Although such packers can provide adequate compaction capability, experience has shown that assembling packers and control lines on a tubular element at the well site can be difficult.
Уровень техникиThe level of technology
В американском патенте № 6173788 раскрыт пакер для уплотнения кольцевого пространства между трубчатым элементом, продолжающимся внутрь скважины, и обсадной трубой скважины, в котором линия управления для управления скважинным устройством продолжается в продольном направлении через выемку, сформированную на внешней поверхности пакера. Недостаток известной системы состоит в том, что линия управления должна изгибаться на обоих концах пакера, поскольку выемка смещена радиально от внешней поверхности трубчатого элемента.U.S. Patent No. 6173788 discloses a packer for sealing the annular space between a tubular element extending into the well and a casing of the well in which the control line for controlling the well device extends longitudinally through a recess formed on the outer surface of the packer. A disadvantage of the known system is that the control line must be bent at both ends of the packer, since the recess is offset radially from the outer surface of the tubular element.
Другой недостаток известной системы возникает, если трубчатый элемент содержит множество известных пакеров, расположенных через промежутки относительно друг друга вдоль трубчатого элемента. Обычно такие пакеры собирают заранее на соответствующих участках трубчатого элемента, называемых втулками, которые должны быть соединены с соседними участками трубчатого элемента с использованием резьбовых соединений. В результате после сборки трубчатого элемента может оказаться, что выемки на соответствующих пакерах не будут совпадать.Another disadvantage of the known system arises if the tubular element contains a plurality of known packers located at intervals relative to each other along the tubular element. Typically, such packers are assembled in advance at the appropriate sections of the tubular element, called bushes, which must be connected to adjacent sections of the tubular element using threaded connections. As a result, after assembling the tubular element, it may turn out that the notches on the respective packers will not match.
Цель настоящего изобретения состоит в создании улучшенной системы для уплотнения кольцевого зазора между трубчатым элементом, продолжающимся внутрь скважины, и цилиндрической стенкой, окружающей трубчатый элемент, причем в этой системе исключаются недостатки предшествующего уровня техники.The purpose of the present invention is to create an improved system for sealing the annular gap between the tubular element, continuing inside the well, and the cylindrical wall surrounding the tubular element, and this system eliminates the disadvantages of the prior art.
Сущность изобретенияSummary of Invention
В соответствии с изобретением предложена система для уплотнения кольцевого пространства между трубчатым элементом, продолжающимся внутрь скважины, и цилиндрической стенкой, окружающей трубчатый элемент, в которой линия управления, предназначенная для управления скважинным устройством, продолжается в продольном направлении вдоль трубчатого элемента, причем система содержит кольцевой уплотнительный слой, продолжающийся вокруг трубчатого элемента, уплотнительный слой имеет внутреннюю поверхность, на которой сформирована выемка для радиальной установки в нее линии управления, уплотнительный слой содержит продольный разрез, образующий пару противоположных продольных кромок, которые можно перемещать относительно друг друга между открытым положением, в котором уплотнительный слой может быть радиально установлен на трубчатый элемент, и закрытым положением, в котором уплотнительный слой продолжается вокруг трубчатого элемента.In accordance with the invention, a system is proposed for sealing the annular space between a tubular element extending into the well and a cylindrical wall surrounding the tubular element, in which the control line for controlling the downhole device extends in the longitudinal direction along the tubular element, the system comprising an annular sealing the layer extending around the tubular element, the sealing layer has an inner surface on which a recess is formed for radial installation of a control line into it; the sealing layer contains a longitudinal section forming a pair of opposite longitudinal edges that can be moved relative to each other between the open position, in which the sealing layer can be radially mounted on the tubular element, and the closed position, in which the sealing layer extends around the tubular element.
Таким образом, обеспечивается возможность укладки линии управления вдоль трубчатого элемента до радиальной установки уплотнительного слоя на трубчатый элемент, что устраняет необходимость изгибов линии управления.Thus, it is possible to lay the control line along the tubular element before the radial installation of the sealing layer on the tubular element, which eliminates the need for bending the control line.
В случае, когда трубчатый элемент содержит множество уплотнительных слоев, кроме того, обеспечивается возможность сборки уплотнительных слоев на трубчатом элементе так, что выемки на соответствующих уплотнительных слоях соответствующим образом будут выровнены вдоль линии управления.In the case where the tubular element contains a plurality of sealing layers, it is also possible to assemble the sealing layers on the tubular element so that the grooves on the respective sealing layers will be properly aligned along the control line.
Следует понимать, что линия управления может выполнять функцию передачи сигналов в скважинное устройство или от него, например, для обеспечения управления скважинным устройством или для передачи измеренных сигналов, или для передачи мощности в скважинное устройство или от него.It should be understood that the control line can perform the function of transmitting signals to or from a downhole device, for example, to provide control of a downhole device or to transmit measured signals, or to transfer power to or from a downhole device.
Предпочтительно система дополнительно содержит средство крепления, предназначенное для закрепления уплотнительного слоя в закрытом его положении на трубчатом элементе.Preferably, the system further comprises fastening means for securing the sealing layer in its closed position on the tubular element.
Система в соответствии с изобретением предпочтительно может использоваться в комбинации с устройством управления притоком, предназначенным для управления притоком флюида из подземной формации в трубчатый элемент, в котором линия управления установлена для управления устройством управления притоком.The system in accordance with the invention can preferably be used in combination with an inflow control device designed to control the inflow of fluid from a subterranean formation into a tubular element in which a control line is installed to control the inflow control device.
Предпочтительно каждый уплотнительный слой включает материал, подверженный набуханию в результате контакта с выбранным флюидом. Таким образом, уплотнительный слой активируется в результате контакта с выбранным флюидом (например, водой или углеводородным флюидом), в результате чего больше не требуется активировать уплотнительный слой с использованием механического или гидPreferably, each sealing layer comprises a material that is subject to swelling as a result of contact with the selected fluid. Thus, the sealing layer is activated as a result of contact with the selected fluid (for example, water or hydrocarbon fluid), as a result of which the sealing layer is no longer required to be activated using a mechanical or hydraulic guide.
- 1 009320 равлического средства. Это представляет собой важное преимущество, поскольку такие набухающие уплотнительные слои можно изготовить существенно более длинными, чем обычные пакеры.- 1 009320 funds. This is an important advantage, since such swelling sealing layers can be made substantially longer than conventional packers.
В предпочтительном варианте выполнения система в соответствии с изобретением включает множество указанных уплотнительных слоев и множество указанных устройств управления притоком, причем уплотнительные слои и устройства управления притоком расположены с чередованием вдоль трубчатого элемента. Кольцевое пространство, таким образом, разделено на множество отсеков, в результате чего межпластовый переток флюида между разными отсеками, по существу, предотвращается, и притоком флюида формации из каждого отсека в трубчатый элемент можно управлять с помощью соответствующего устройства управления притоком, соединенного с отсеком.In a preferred embodiment, the system in accordance with the invention includes a plurality of said sealing layers and a plurality of said inflow control devices, wherein the sealing layers and inflow control devices are alternated along the tubular member. The annular space is thus divided into a plurality of compartments, with the result that the interlayer fluid flow between different compartments is essentially prevented, and the inflow of formation fluid from each compartment into the tubular element can be controlled using an appropriate inflow control device connected to the compartment.
Для предотвращения или уменьшения обтекания воды из формации каждого уплотнительного слоя через скалистую породу формации напротив уплотнительного слоя предпочтительно, чтобы уплотнительный слой был выполнен существенно более длинным, чем обычный пакер. Например, в предпочтительном варианте выполнения длина уплотнительного слоя, по существу, соответствует длине соответствующего трубчатого соединителя, на котором установлен уплотнительный слой. При этом следует понимать, что уплотнительный слой, по существу, собран из множества коротких секций уплотнительного слоя, расположенных рядом друг с другом вдоль трубчатого соединителя. Секции уплотнительного слоя, имеющие длину от 0,5 до 2,0 м, например приблизительно 1 м, обеспечивают удобное обращение с ними на полу буровой установки.To prevent or reduce the flow of water from the formation of each sealing layer through the rock of the formation opposite the sealing layer, it is preferable that the sealing layer is made substantially longer than a regular packer. For example, in a preferred embodiment, the length of the sealing layer substantially corresponds to the length of the corresponding tubular connector on which the sealing layer is mounted. It should be understood that the sealing layer is essentially assembled from a plurality of short sections of the sealing layer located adjacent to each other along the tubular connector. Sections of the sealing layer having a length of from 0.5 to 2.0 m, for example approximately 1 m, ensure convenient handling on the floor of the drilling rig.
Краткое описание чертежейBrief Description of the Drawings
Изобретение будет более подробно описано ниже на примере, со ссылкой на прилагаемые чертежи, на которых:The invention will be described in more detail below by example, with reference to the accompanying drawings, in which:
на фиг. 1 схематично показана скважина, в которой используется вариант выполнения трубопровода и уплотнительного слоя, используемых в способе в соответствии с изобретением;in fig. 1 schematically shows a well that uses an embodiment of the pipeline and sealing layer used in the method in accordance with the invention;
на фиг. 2А схематично показан уплотнительный слой перед установкой на трубопровод;in fig. 2A schematically shows a sealing layer before installation on the pipeline;
на фиг. 2В схематично представлен вид в разрезе трубопровода по фиг. 1;in fig. 2B is a schematic sectional view of the pipe of FIG. one;
на фиг. 3 схематично показан вид в продольном разрезе уплотнительного слоя, установленного на трубопровод;in fig. 3 shows a schematic view in longitudinal section of a sealing layer installed on a pipeline;
на фиг. 4 схематично показан продольный разрез уплотнительного слоя, установленного на трубопровод;in fig. 4 schematically shows a longitudinal section of the sealing layer installed on the pipeline;
на фиг. 5 схематично показана деталь А по фиг. 4.in fig. 5 schematically shows the detail A of FIG. four.
На чертежах одинаковые ссылочные позиции относятся к одинаковым компонентам.In the drawings, the same reference numbers refer to the same components.
Описание изобретенияDescription of the invention
На фиг. 1 показана скважина 1, сформированная в подземной формации 2 для добычи углеводородного флюида, скважина 1 имеет, по существу, вертикальную верхнюю секцию 1а и, по существу, горизонтальную нижний секцию 1Ь, продолжающуюся в зону 3 подземной формации, из которой добывают углеводородный флюид. Зона 3 подземной формации имеет трещины, в результате чего возникает риск проникновения воды из других зон формации (не показаны) в нижнюю секцию 1Ь скважины через трещины в зоне 3 формации. Верхняя секция 1а скважины содержит обсадную трубу 4, зацементированную в скважину с использованием слоя цемента 5, и устье 6 скважины расположено в верхней части скважины 1 на поверхности 7. Эксплуатационная обсадная колонна 7 продолжается от нижней конечной части обсадной трубы 4, по существу, в горизонтальную секцию 1Ь скважины. Эксплуатационная насоснокомпрессорная колонна 9 обеспечивает сообщение флюидов между устьем 6 и эксплуатационной обсадной колонной 7, при этом эксплуатационная насосно-компрессорная колонна 9 соответствующим образом герметизирована относительно эксплуатационной обсадной колонны с использованием пакера 10.FIG. 1 shows a well 1 formed in a subterranean formation 2 for producing hydrocarbon fluid, well 1 has a substantially vertical upper section 1a and a substantially horizontal lower section 1b extending into zone 3 of the subterranean formation from which hydrocarbon fluid is extracted. Zone 3 of the subterranean formation has cracks, as a result of which there is a risk of water penetration from other zones of the formation (not shown) into the lower section 1b of the well through the cracks in zone 3 of the formation. The upper section 1a of the well contains a casing 4, cemented into the well using a layer of cement 5, and the wellhead 6 is located in the upper part of the well 1 on the surface 7. The production casing 7 extends from the lower end of the casing 4, essentially in horizontal section 1b wells. The production tubing 9 provides fluid communication between the mouth 6 and the production casing 7, while the production tubing 9 is appropriately sealed against the production casing using a packer 10.
Эксплуатационная обсадная колонна 7 содержит множество устройств управления притоком, выполненных в форме клапанов 12, 13, 14, 15 управления притоком, расположенных через определенные промежутки вдоль длины обсадной колонны 7. Каждый клапан 12, 13, 14, 15 управления притоком электрически соединен с центром 16 управления на поверхности через набор линий 18 управления, продолжающихся вдоль внешней поверхности эксплуатационной обсадной колонны 7 и внутренней поверхности обсадной трубы 4, что позволяет открывать или закрывать каждый клапан 12, 13, 14, 15 управления притоком из центра 16 управления.The operational casing 7 contains a plurality of inflow control devices made in the form of valves 12, 13, 14, 15 of the inflow control, located at certain intervals along the length of the casing 7. Each valve 12, 13, 14, 15 of the inflow control is electrically connected to the center 16 surface control through a set of control lines 18 extending along the outer surface of the production casing 7 and the inner surface of the casing 4, which allows each valve 12, 13, 14, 15 controls to open or close Bonus inflows from the control center 16.
Множество уплотнительных слоев 20, 22, 24, 26 расположены в кольцевом пространстве 28 между эксплуатационной обсадной колонной 7 и стенкой секции 1Ь скважины, в которой уплотнительные слои 20, 22, 24, 26 и клапаны 12, 13, 14, 15 управления притоком расположены с чередованием вдоль эксплуатационной обсадной колонны 7. Каждый уплотнительный слой 20, 22, 24, 26 включает материал, подверженный набуханию при контакте с водой из водоносного слоя подземной формации 2, причем такой материал, предпочтительно, представляет собой эластомер ГБНК (ΗΝΒΚ, гидрированный бутадиеннитрильный каучук).A plurality of sealing layers 20, 22, 24, 26 are located in the annular space 28 between the production casing 7 and the wall of the well section 1b, in which the sealing layers 20, 22, 24, 26 and the valves 12, 13, 14, 15 of the inflow control are located with alternating along the production casing 7. Each sealing layer 20, 22, 24, 26 includes material that is subject to swelling upon contact with water from the aquifer of subterranean formation 2, and this material is preferably an elastomer HBNA (ΗΝΒΚ, hydrogenated butadi nnitrilny rubber).
На фиг. 2 показан вид в поперечном разрезе эксплуатационной обсадной колонны 7 и уплотнительного слоя 20 перед установкой уплотнительного слоя на эксплуатационную обсадную колонну 7. Набор линий 18 управления заключен внутрь элемента 30 крышки, который закреплен на внешней поверхности эксплуатационной обсадной колонны 7 с использованием соответствующего средства крепления (не поFIG. 2 shows a cross sectional view of the production casing 7 and the sealing layer 20 before installing the sealing layer on the production casing 7. A set of control lines 18 is enclosed inside the lid member 30, which is fixed to the outer surface of the production casing 7 using an appropriate fastening means (not by
- 2 009320 казано). Уплотнительный слой 20 имеет продольный разрез 31, образующий пару противоположных продольных кромок 32, 34, которые позволяют устанавливать уплотнительный слой 20 между открытым положением (как показано на фиг. 2А), в котором указанные кромки 32, 34 разнесены друг от друга, что позволяет радиально устанавливать уплотнительный слой 20 в направлении стрелки 35 на эксплуатационную обсадную колонну 7, и закрытым положением (как показано на фиг. 3), в котором указанные кромки 32, 34 расположены рядом друг с другом, что позволяет с помощью уплотнительного слоя 20, по существу, охватывать эксплуатационную обсадную колонну 7. Кроме того, уплотнительный слой 20 содержит пару отверстий 36, 38, расположенных через равные продольные интервалы вдоль уплотнительного слоя 20. Отверстия 36, 38 каждой пары сформированы на соответствующих продольных кромках 32, 34, таким образом, что обеспечивается возможность пропускать болт (ниже называемый болт/гайка) через совмещенные отверстия 36, 38 для закрепления уплотнительного слоя 20 на эксплуатационной обсадной колонне 7. Уплотнительный слой 20 содержит продольную выемку 40, сформированную на внутренней его поверхности, для установки внутри нее набора линий 18 управления и элемента 30 крышки.- 2 009320 Kazano). The sealing layer 20 has a longitudinal section 31, forming a pair of opposite longitudinal edges 32, 34, which allow the sealing layer 20 to be installed between the open position (as shown in FIG. 2A), in which the specified edges 32, 34 are spaced apart from each other, which allows radial install the sealing layer 20 in the direction of the arrow 35 on the production casing 7, and the closed position (as shown in Fig. 3), in which the edges 32, 34 are located next to each other, which allows using the sealing layer I 20 essentially cover the production casing 7. In addition, the sealing layer 20 comprises a pair of holes 36, 38 located at equal longitudinal intervals along the sealing layer 20. The holes 36, 38 of each pair are formed on the respective longitudinal edges 32, 34, in such a way that it is possible to pass the bolt (hereinafter referred to as the bolt / nut) through the aligned holes 36, 38 for fastening the sealing layer 20 on the production casing 7. The sealing layer 20 contains a longitudinal recess 40 formed on the inner surface thereof for mounting inside it a set of control lines 18 and a lid member 30.
На фиг. 3 показана эксплуатационная обсадная колонна 7 и уплотнительный слой 20 после радиальной установки уплотнительного слоя 20 на эксплуатационную обсадную колонну 7 так, что он окружает эксплуатационную обсадную колонну 7. Уплотнительный слой 20 зажимают на трубе с помощью множества узлов 42 болт/гайка, причем каждый узел 42 болт/гайка пропущен через соответствующую пару отверстий 36, 38.FIG. 3 shows the production casing 7 and the sealing layer 20 after radial installation of the sealing layer 20 onto the production casing 7 so that it surrounds the production casing 7. The sealing layer 20 is clamped onto the pipe with a plurality of bolt / nut assemblies 42, each node 42 bolt / nut is passed through an appropriate pair of holes 36, 38.
На фиг. 4 и 5 показан уплотнительный слой 20 и эксплуатационная обсадная колонна 7 в продольном разрезе. Эксплуатационная обсадная колонна 7 собрана из множества трубчатых соединителей 44, имеющих стандартную длину приблизительно 10 м (30 фут), в которой каждый уплотнительный слой 20, 22, 24, 26 продолжается, по существу, вдоль всей длины соответствующего трубчатого соединителя 44, на котором установлен уплотнительный слой 20. Каждый такой соединитель 44 содержит соответствующие соединительные участки 48 на его противоположных концах для соединения различных соединителей 44. Внешняя поверхность кольцевого уплотнительного слоя 20 содержит множество кольцевых выемок 46, расположенных на равномерном расстоянии друг от друга вдоль длины уплотнительного слоя 20.FIG. 4 and 5, the sealing layer 20 and the production casing 7 are shown in longitudinal section. The operational casing 7 is assembled from a plurality of tubular connectors 44 having a standard length of approximately 10 m (30 ft), in which each sealing layer 20, 22, 24, 26 extends substantially along the entire length of the corresponding tubular connector 44 on which sealing layer 20. Each such connector 44 includes corresponding connecting sections 48 at its opposite ends for connecting various connectors 44. The outer surface of the annular sealing layer 20 contains a plurality of colds face grooves 46 located at a uniform distance from each other along the length of the sealing layer 20.
Для нормальной работы эксплуатационная обсадная колонна 7 собрана из соответствующих трубчатых соединителей 44 и из соответствующих коротких секций трубчатого элемента (называемых втулками; не показаны), которые включают соответствующие клапаны 12, 13, 14, 15 управления. Сборка происходит на месте бурения скважины по мере опускания эксплуатационной обсадной колонны 7 внутрь скважины 1. Набор линий 18 управления вместе с элементом 30 крышки подают к эксплуатационной обсадной колонне 7 и прочно соединяют с нею, одновременно с погружением эксплуатационной обсадной колонны 7 внутрь скважины 1. Каждый уплотнительный слой 20, 22, 24, 26 затем радиально закрепляют на эксплуатационной обсадной колонне 7 в требуемых ее местах таким образом, чтобы внутри выемки 40 устанавливался элемент 30 крышки (и, следовательно, линии 18 управления). Уплотнительный слой 20 затем переводят в его закрытое положение, в котором он окружает трубчатый соединитель 44, и фиксируют на трубчатом соединителе 20, путем закрепления узлов 42 болт/гайка, продолжающихся через соответствующую пару отверстий 36, 38. Другие уплотнительные слои 22, 24, 26 собирают на соответствующих трубчатых соединителях 44 аналогичным образом. Эксплуатационную обсадную колонну 7 устанавливают внутри скважины 1 таким образом, что уплотнительные слои 20, 22, 24, 26 и клапаны 12, 13, 14, 15 управления притоком располагаются в зоне 3 подземной формации, содержащей углеводородные флюиды.For normal operation, the production casing 7 is assembled from the respective tubular connectors 44 and from the respective short sections of the tubular element (called sleeves; not shown), which include the corresponding valves 12, 13, 14, 15 controls. The assembly takes place at the well drilling site as the production casing 7 is lowered inside the borehole 1. A set of control lines 18 together with the cap element 30 are fed to the production casing 7 and are firmly connected to it, simultaneously with the casing 7 sinking inside the well 1. Each the sealing layer 20, 22, 24, 26 is then radially fixed on the production casing 7 in the required places so that the cover element 30 is installed inside the notch 40 (and, consequently, the line 18 pack ION). The sealing layer 20 is then transferred to its closed position, in which it surrounds the tubular connector 44, and fixed to the tubular connector 20 by securing the bolt / nut assemblies 42 extending through the corresponding pair of holes 36, 38. Other sealing layers 22, 24, 26 assembled on the respective tubular connectors 44 in a similar manner. An operational casing 7 is installed inside the well 1 so that the sealing layers 20, 22, 24, 26 and the inflow control valves 12, 13, 14, 15 are located in zone 3 of a subterranean formation containing hydrocarbon fluids.
После того, как скважина 1 будет соответствующим образом завершена, углеводородный флюид протекает через зону 3 подземной формации 3 в секцию 1а скважины и оттуда через клапаны 12, 13, 14, 15 управления притоком поступает внутрь эксплуатационной обсадной колонны 7 и в эксплуатационную насосно-компрессорную колонну 9. Когда вода из формации попадает в кольцевое пространство между эксплуатационной обсадной колонной 7 и стенкой скважины, один или больше уплотнительных слоев 20, 22, 24, 26, которые входят в контакт с водой из формации, набухает до тех пор, пока дальнейшее набухание не будет остановлено стенкой скважины. Кольцевые выемки 46 увеличивают площадь контакта уплотнительных слоев с водой формации, усиливая, таким образом, набухание уплотнительных слоев. После того, как набухшие уплотнительные слои 20, 22, 24, 26 будут зажаты между эксплуатационной обсадной колонной 7 и стенкой скважины, дальнейшее проникновение воды из формации через кольцевое пространство будет прекращено. Для определения места положения притока воды выполняют тест путем последовательного открывания и/или закрывания клапанов 12, 13, 14, 15 управления притоком с одновременным измерением притока воды из формации. Место притока определяют по наблюдаемому уменьшению (или устранению) притока воды из формации в результате закрывания одного или нескольких конкретных клапанов 12, 13, 14, 15 управления притоком. После определения места притока воды один или несколько клапан (клапанов) 12, 13, 14, 15 управления притоком в месте притока закрывают, устраняя, таким образом, приток воды из формации внутрь эксплуатационной обсадной колонны 7.After the well 1 is properly completed, the hydrocarbon fluid flows through zone 3 of the subterranean formation 3 into section 1a of the well and from there through valves 12, 13, 14, 15 control the inflow enters the production casing 7 and into the production tubing 9. When water from the formation enters the annulus between the production casing 7 and the borehole wall, one or more sealing layers 20, 22, 24, 26 that come into contact with the water from the formation swells until until further swelling is stopped by the borehole wall. The annular grooves 46 increase the contact area of the sealing layers with the water of the formation, thereby enhancing the swelling of the sealing layers. After the swollen sealing layers 20, 22, 24, 26 are clamped between the production casing 7 and the borehole wall, further penetration of water from the formation through the annulus will be stopped. To determine the location of the water flow, a test is performed by sequentially opening and / or closing the flow control valves 12, 13, 14, 15 with simultaneous measurement of the water flow from the formation. The location of the inflow is determined by the observed decrease (or elimination) of the inflow of water from the formation as a result of closing one or more specific inflow control valves 12, 13, 14, 15. After determining the location of the water inflow, one or several valves (valves) 12, 13, 14, 15 control the inflow at the inflow site, thus eliminating the inflow of water from the formation to the inside of the production casing 7.
Набухание каждого из уплотнительных слоев 20, 22, 24, 26 также обеспечивает адекватное уплотнение уплотнительного слоя относительно эксплуатационной обсадной колонны 7 и соответствующегоThe swelling of each of the sealing layers 20, 22, 24, 26 also ensures adequate sealing of the sealing layer relative to the production casing 7 and the corresponding
- 3 009320 элемента 30 крышки, что исключает проникновение флюидов между уплотнительным слоем и эксплуатационной обсадной колонной, или элементов 30 крышки.- 3 009320 of the element 30 of the cover, which prevents the penetration of fluids between the sealing layer and the production casing, or elements 30 of the cover.
Вместо набухания уплотнительного слоя в результате контакта с водой из подземной формации такое набухание может быть инициировано в результате ввода уплотнительного слоя в контакт со скважинным флюидом на основе воды, закачиваемым внутрь скважины.Instead of swelling of the sealing layer as a result of contact with water from the subterranean formation, such swelling can be initiated by bringing the sealing layer into contact with the well fluid based on water injected into the well.
Кроме того, уплотнительный слой может быть изготовлен из материала, подверженного набуханию в результате контакта с углеводородным флюидом, таким как сырая нефть или дизельное топливо. В таком варианте выполнения набухание уплотнительного слоя может быть индуцировано в результате контакта с углеводородным флюидом, полученным из скважины.In addition, the sealing layer can be made of a material that is subject to swelling as a result of contact with a hydrocarbon fluid, such as crude oil or diesel fuel. In such an embodiment, the swelling of the sealing layer may be induced as a result of contact with the hydrocarbon fluid obtained from the well.
В качестве альтернативы, набухание уплотнительного слоя может быть индуцировано в результате прокачки углеводородного флюида, такого как дизельное топливо или сырая нефть, внутрь скважины. Последняя процедура имеет преимущество, состоящее в том, что предотвращается преждевременное набухание уплотнительного слоя во время опускания трубчатого элемента в скважину.Alternatively, swelling of the sealing layer may be induced by pumping a hydrocarbon fluid, such as diesel fuel or crude oil, into the well. The latter procedure has the advantage of preventing premature swelling of the sealing layer during the lowering of the tubular member into the well.
Кроме того, может быть установлена гибридная система, включающая секции уплотнительного слоя, подверженные набуханию при контакте с углеводородным флюидом, и секции уплотнительного слоя, подверженные набуханию при контакте с водой из подземной формации.In addition, a hybrid system can be installed, including sections of the sealing layer that are prone to swelling when in contact with the hydrocarbon fluid, and sections of the sealing layer that are prone to swelling when in contact with water from the subterranean formation.
Claims (12)
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EP04251396 | 2004-03-11 | ||
| PCT/EP2005/051039 WO2005090743A1 (en) | 2004-03-11 | 2005-03-09 | System for sealing an annular space in a wellbore |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200601667A1 EA200601667A1 (en) | 2007-02-27 |
| EA009320B1 true EA009320B1 (en) | 2007-12-28 |
Family
ID=34930231
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200601667A EA009320B1 (en) | 2004-03-11 | 2005-03-09 | System for sealing an annular space in a wellbore |
Country Status (9)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20070158060A1 (en) |
| EP (1) | EP1723308A1 (en) |
| CN (1) | CN1930365A (en) |
| AU (1) | AU2005224376B2 (en) |
| BR (1) | BRPI0508467A (en) |
| CA (1) | CA2557200A1 (en) |
| EA (1) | EA009320B1 (en) |
| NO (1) | NO20064594L (en) |
| WO (1) | WO2005090743A1 (en) |
Families Citing this family (24)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB2411918B (en) * | 2004-03-12 | 2006-11-22 | Schlumberger Holdings | System and method to seal using a swellable material |
| US7478676B2 (en) * | 2006-06-09 | 2009-01-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and devices for treating multiple-interval well bores |
| US7575062B2 (en) * | 2006-06-09 | 2009-08-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and devices for treating multiple-interval well bores |
| US7441596B2 (en) * | 2006-06-23 | 2008-10-28 | Baker Hughes Incorporated | Swelling element packer and installation method |
| GB0710585D0 (en) | 2007-06-02 | 2007-07-11 | Polyoil Ltd | Oil and gas apparatus and method |
| CN101784749A (en) | 2007-08-20 | 2010-07-21 | 国际壳牌研究有限公司 | Method of creating an annular seal around a tubular element |
| GB0804029D0 (en) * | 2008-03-04 | 2008-04-09 | Swelltec Ltd | Downhole apparatus and method |
| US7832471B2 (en) * | 2008-03-28 | 2010-11-16 | Schlumberger Technology Corporation | Fitting arrangements and methods of installing fitting arrangements in a well bore |
| US20090250228A1 (en) * | 2008-04-03 | 2009-10-08 | Schlumberger Technology Corporation | Well packers and control line management |
| GB2459457B (en) * | 2008-04-22 | 2012-05-09 | Swelltec Ltd | Downhole apparatus and method |
| US8794323B2 (en) * | 2008-07-17 | 2014-08-05 | Bp Corporation North America Inc. | Completion assembly |
| GB2465206B (en) | 2008-11-11 | 2011-11-23 | Swelltec Ltd | Swellable apparatus and method |
| US7997338B2 (en) | 2009-03-11 | 2011-08-16 | Baker Hughes Incorporated | Sealing feed through lines for downhole swelling packers |
| US20100230902A1 (en) | 2009-03-12 | 2010-09-16 | Baker Hughes Incorporated | Downhole sealing device and method of making |
| US20110120733A1 (en) | 2009-11-20 | 2011-05-26 | Schlumberger Technology Corporation | Functionally graded swellable packers |
| US8596369B2 (en) * | 2010-12-10 | 2013-12-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Extending lines through, and preventing extrusion of, seal elements of packer assemblies |
| EP2565365A1 (en) * | 2011-08-31 | 2013-03-06 | Welltec A/S | Disconnecting tool |
| CN103874826A (en) * | 2011-10-14 | 2014-06-18 | 哈利伯顿能源服务公司 | Well screen with extending filter |
| AU2014293305A1 (en) | 2013-07-22 | 2016-02-11 | Tam International, Inc. | Grooved swellable packer |
| US10364636B2 (en) * | 2013-07-22 | 2019-07-30 | Tam International, Inc. | Swellable casing anchor |
| EP3027844A4 (en) | 2013-11-14 | 2017-08-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Window assembly with bypass restrictor |
| US9303478B2 (en) | 2014-02-11 | 2016-04-05 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Downhole tool and method for passing control line through tool |
| US20180087344A1 (en) * | 2016-09-29 | 2018-03-29 | Cnpc Usa Corporation | Multi-sectional swellable packer |
| US10513921B2 (en) | 2016-11-29 | 2019-12-24 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Control line retainer for a downhole tool |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2606792A (en) * | 1949-11-14 | 1952-08-12 | Howard E Marsh | Protective collar for drill pipes |
| EP0651130A2 (en) * | 1993-10-28 | 1995-05-03 | Adolf Astner | Packing sleeve for a well packer and method for constructing such a packer |
| US6112817A (en) * | 1997-05-06 | 2000-09-05 | Baker Hughes Incorporated | Flow control apparatus and methods |
| US6173788B1 (en) * | 1998-04-07 | 2001-01-16 | Baker Hughes Incorporated | Wellpacker and a method of running an I-wire or control line past a packer |
| WO2002059452A1 (en) * | 2001-01-26 | 2002-08-01 | E2 Tech Limited | Device and method to seal boreholes |
| GB2377717A (en) * | 2001-06-29 | 2003-01-22 | Polyoil Ltd | Polymeric cable protector |
| WO2003008756A1 (en) * | 2001-07-18 | 2003-01-30 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Wellbore system with annular seal member |
Family Cites Families (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US1737881A (en) * | 1922-01-12 | 1929-12-03 | Leblond Mach Tool Co R K | Change-gear mechanism |
| US2253092A (en) * | 1937-06-22 | 1941-08-19 | Guiberson Corp | Packer |
| US3899631A (en) * | 1974-04-11 | 1975-08-12 | Lynes Inc | Inflatable sealing element having electrical conductors extending therethrough |
| US6325144B1 (en) * | 2000-06-09 | 2001-12-04 | Baker Hughes, Inc. | Inflatable packer with feed-thru conduits |
| US6789621B2 (en) * | 2000-08-03 | 2004-09-14 | Schlumberger Technology Corporation | Intelligent well system and method |
| US6808024B2 (en) * | 2002-05-20 | 2004-10-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole seal assembly and method for use of same |
| NO20025162A (en) * | 2002-10-25 | 2004-01-05 | Reslink As | Well packing for a pipe string and a method of passing a conduit past the well packing |
-
2005
- 2005-03-09 EA EA200601667A patent/EA009320B1/en not_active IP Right Cessation
- 2005-03-09 US US10/592,344 patent/US20070158060A1/en not_active Abandoned
- 2005-03-09 AU AU2005224376A patent/AU2005224376B2/en not_active Ceased
- 2005-03-09 WO PCT/EP2005/051039 patent/WO2005090743A1/en active Application Filing
- 2005-03-09 CA CA002557200A patent/CA2557200A1/en not_active Abandoned
- 2005-03-09 EP EP05729700A patent/EP1723308A1/en not_active Withdrawn
- 2005-03-09 BR BRPI0508467-9A patent/BRPI0508467A/en not_active IP Right Cessation
- 2005-03-09 CN CNA2005800078645A patent/CN1930365A/en active Pending
-
2006
- 2006-10-10 NO NO20064594A patent/NO20064594L/en not_active Application Discontinuation
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2606792A (en) * | 1949-11-14 | 1952-08-12 | Howard E Marsh | Protective collar for drill pipes |
| EP0651130A2 (en) * | 1993-10-28 | 1995-05-03 | Adolf Astner | Packing sleeve for a well packer and method for constructing such a packer |
| US6112817A (en) * | 1997-05-06 | 2000-09-05 | Baker Hughes Incorporated | Flow control apparatus and methods |
| US6173788B1 (en) * | 1998-04-07 | 2001-01-16 | Baker Hughes Incorporated | Wellpacker and a method of running an I-wire or control line past a packer |
| WO2002059452A1 (en) * | 2001-01-26 | 2002-08-01 | E2 Tech Limited | Device and method to seal boreholes |
| GB2377717A (en) * | 2001-06-29 | 2003-01-22 | Polyoil Ltd | Polymeric cable protector |
| WO2003008756A1 (en) * | 2001-07-18 | 2003-01-30 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Wellbore system with annular seal member |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EA200601667A1 (en) | 2007-02-27 |
| WO2005090743A8 (en) | 2006-11-16 |
| WO2005090743A1 (en) | 2005-09-29 |
| NO20064594L (en) | 2006-10-10 |
| BRPI0508467A (en) | 2007-07-31 |
| AU2005224376A1 (en) | 2005-09-29 |
| US20070158060A1 (en) | 2007-07-12 |
| AU2005224376B2 (en) | 2008-09-04 |
| CA2557200A1 (en) | 2005-09-29 |
| EP1723308A1 (en) | 2006-11-22 |
| CN1930365A (en) | 2007-03-14 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA009320B1 (en) | System for sealing an annular space in a wellbore | |
| US7699115B2 (en) | Method for applying an annular seal to a tubular element | |
| RU2567908C2 (en) | Method to determine accuracy of well isolation operation | |
| US8695713B2 (en) | Function spool | |
| US6192983B1 (en) | Coiled tubing strings and installation methods | |
| US11473391B2 (en) | Packer sealing element with non-swelling layer | |
| US8925631B2 (en) | Large bore completions systems and method | |
| AU2008206416B2 (en) | Split body swelling packer | |
| US20030079878A1 (en) | Completion system, apparatus, and method | |
| US7819200B2 (en) | Method of creating an annular seal around a tubular element | |
| US20080223585A1 (en) | Providing a removable electrical pump in a completion system | |
| EA032493B1 (en) | Crossover joint for connecting eccentric flow paths to concentric flow paths | |
| BRPI0414964B1 (en) | METHOD AND SYSTEM FOR COMPLETING A FLOOR-FILLED UNDERGROUND FLOOR WITH OPTICAL MONITORING | |
| US10000995B2 (en) | Completion systems including an expansion joint and a wet connect | |
| MX2015003813A (en) | Single trip multi-zone completion systems and methods. | |
| US20110162839A1 (en) | Retrofit wellbore fluid injection system | |
| WO2009038474A1 (en) | A method of abandoning a petroleum well | |
| AU2016228178A1 (en) | Multiple zone integrated intelligent well completion | |
| GB2480944A (en) | Providing a removable electrical pump in a completion system |
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 |