EA009320B1 - Система уплотнения кольцевого зазора в скважине - Google Patents
Система уплотнения кольцевого зазора в скважине 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 DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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 DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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 DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
Abstract
Раскрыта система, предназначенная для уплотнения кольцевого пространства между трубчатым элементом (7), продолжающимся внутрь скважины (1), и цилиндрической стенкой (1b), окружающей трубчатый элемент, в которой линия (18) управления, предназначенная для управления скважинным устройством (12, 13, 14, 15), продолжается в продольном направлении вдоль трубчатого элемента. Система содержит кольцевой уплотнительный слой (20), продолжающийся вокруг трубчатого элемента (7), причем уплотнительный слой имеет внутреннюю поверхность, выполненную с выемкой (40), для радиальной установки в нее линии управления. Уплотнительный слой содержит продольный разрез (31), образующий пару противоположных продольных кромок (32, 34), которые можно перемещать относительно друг друга между открытым положением, в котором уплотнительный слой можно радиально устанавливать на трубчатый элемент, и закрытым положением, в котором уплотнительный слой продолжается вокруг трубчатого элемента.
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.
Уровень техники
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.
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.
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.
Сущность изобретения
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.
Таким образом, обеспечивается возможность укладки линии управления вдоль трубчатого элемента до радиальной установки уплотнительного слоя на трубчатый элемент, что устраняет необходимость изгибов линии управления.
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.
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.
Предпочтительно система дополнительно содержит средство крепления, предназначенное для закрепления уплотнительного слоя в закрытом его положении на трубчатом элементе.
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.
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 гид
- 1 009320 равлического средства. Это представляет собой важное преимущество, поскольку такие набухающие уплотнительные слои можно изготовить существенно более длинными, чем обычные пакеры.
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.
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.
Краткое описание чертежей
Изобретение будет более подробно описано ниже на примере, со ссылкой на прилагаемые чертежи, на которых:
на фиг. 1 схематично показана скважина, в которой используется вариант выполнения трубопровода и уплотнительного слоя, используемых в способе в соответствии с изобретением;
на фиг. 2А схематично показан уплотнительный слой перед установкой на трубопровод;
на фиг. 2В схематично представлен вид в разрезе трубопровода по фиг. 1;
на фиг. 3 схематично показан вид в продольном разрезе уплотнительного слоя, установленного на трубопровод;
на фиг. 4 схематично показан продольный разрез уплотнительного слоя, установленного на трубопровод;
на фиг. 5 схематично показана деталь А по фиг. 4.
На чертежах одинаковые ссылочные позиции относятся к одинаковым компонентам.
Описание изобретения
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.
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.
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).
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 по
- 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.
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.
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.
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.
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.
Набухание каждого из уплотнительных слоев 20, 22, 24, 26 также обеспечивает адекватное уплотнение уплотнительного слоя относительно эксплуатационной обсадной колонны 7 и соответствующего
- 3 009320 элемента 30 крышки, что исключает проникновение флюидов между уплотнительным слоем и эксплуатационной обсадной колонной, или элементов 30 крышки.
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.
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.
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.
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.
Claims (12)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Система уплотнения кольцевого пространства между трубчатым элементом, продолжающимся внутрь скважины, и цилиндрической стенкой, окружающей трубчатый элемент, в которой линия управления для скважинного устройства, продолжается в продольном направлении вдоль трубчатого элемента, причем система содержит кольцевой уплотнительный слой, расположенный вокруг трубчатого элемента, в котором предусмотрена внутренняя поверхность, на которой сформирована выемка для радиальной установки в нее линии управления, а продольный разрез уплотнительного слоя образует пару противоположных продольных кромок, которые можно перемещать относительно друг друга между открытым положением, причем уплотнительный слой может быть радиально установлен на трубчатый элемент, и закрытым положением, в котором уплотнительный слой продолжается вокруг трубчатого элемента.
- 2. Система по п.1, характеризующаяся тем, что скважинное устройство выполнено в виде устройства управления притоком, предназначенное для управления притоком флюида из подземной формации в трубчатый элемент.
- 3. Система по п.2, характеризующаяся тем, что содержит множество уплотнительных слоев и множество указанных устройств управления притоком, причем уплотнительные слои и устройства управления притоком расположены в чередующемся порядке вдоль трубчатого элемента.
- 4. Система по одному из пп.1-3, характеризующаяся тем, что трубчатый элемент собирают из множества трубчатых соединителей, и в котором длина каждого уплотнительного слоя, по существу, соответствует длине соответствующего трубчатого соединителя, на котором установлен уплотнительный слой.
- 5. Система по одному из пп.1-4, характеризующаяся тем, что уплотнительный слой сформирован из множества секций уплотнительного слоя, расположенных рядом друг с другом.
- 6. Система по одному из пп.1-5, характеризующаяся тем, что цилиндрическая стенка выполнена в виде стенки скважины.
- 7. Система по одному из пп.1-6, характеризующаяся тем, что каждый уплотнительный слой включает материал, подверженный набуханию при контакте с выбранным флюидом.
- 8. Система по п.7, характеризующаяся тем, что уплотнительный слой включает эластомерный материал, подверженный набуханию при контакте с водой из подземной формации.
- 9. Система по п.8, характеризующаяся тем, что уплотнительный слой включает эластомер ГБНК.
- 10. Система по одному из пп.7-9, характеризующаяся тем, что уплотнительный слой включает множество кольцевых выемок, сформированных на внешней поверхности уплотнительного слоя и расположенных через равные промежутки в продольном направлении.
- 11. Система по одному из пп.1-10, характеризующаяся тем, что дополнительно содержит средство крепления, предназначенное для закрепления уплотнительного слоя в его закрытом положении на трубчатом элементе.
- 12. Система по одному из пп.1-11, характеризующаяся тем, что элемент покрытия покрывает линию управления, и в котором выемка выполнена с возможностью радиальной установки в нее элемента покрытия.
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 (ru) | 2007-02-27 |
| EA009320B1 true EA009320B1 (ru) | 2007-12-28 |
Family
ID=34930231
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200601667A EA009320B1 (ru) | 2004-03-11 | 2005-03-09 | Система уплотнения кольцевого зазора в скважине |
Country Status (9)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20070158060A1 (ru) |
| EP (1) | EP1723308A1 (ru) |
| CN (1) | CN1930365A (ru) |
| AU (1) | AU2005224376B2 (ru) |
| BR (1) | BRPI0508467A (ru) |
| CA (1) | CA2557200A1 (ru) |
| EA (1) | EA009320B1 (ru) |
| NO (1) | NO20064594L (ru) |
| WO (1) | WO2005090743A1 (ru) |
Families Citing this family (24)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB2428264B (en) | 2004-03-12 | 2008-07-30 | Schlumberger Holdings | Sealing system and method for use in a well |
| 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 |
| GB2464428B (en) * | 2007-08-20 | 2012-01-25 | Shell Int Research | 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 |
| EP3106604A1 (en) * | 2011-08-31 | 2016-12-21 | Welltec A/S | Downhole system and method for fastening upper and lower casings via expandable metal sleeve |
| CA2849242A1 (en) * | 2011-10-14 | 2013-04-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well screen with extending filter |
| WO2015013278A1 (en) * | 2013-07-22 | 2015-01-29 | Tam International, Inc. | Swellable casing anchor |
| EP3025013B1 (en) * | 2013-07-22 | 2019-11-06 | Tam International Inc. | Grooved swellable packer |
| CA2924124C (en) | 2013-11-14 | 2017-05-02 | 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 (de) * | 1993-10-28 | 1995-05-03 | Adolf Astner | Dichtmanschette für einen Bohrlochpacker und Verfahren zum Aufbauen eines Bohrlochpackers |
| 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 |
| NO316288B1 (no) * | 2002-10-25 | 2004-01-05 | Reslink As | Brönnpakning for en rörstreng og en fremgangsmåte for å före en ledning forbi brönnpakningen |
-
2005
- 2005-03-09 EA EA200601667A patent/EA009320B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2005-03-09 US US10/592,344 patent/US20070158060A1/en not_active Abandoned
- 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 WO PCT/EP2005/051039 patent/WO2005090743A1/en active Application Filing
- 2005-03-09 AU AU2005224376A patent/AU2005224376B2/en not_active Ceased
- 2005-03-09 BR BRPI0508467-9A patent/BRPI0508467A/pt not_active IP Right Cessation
- 2005-03-09 CN CNA2005800078645A patent/CN1930365A/zh active Pending
-
2006
- 2006-10-10 NO NO20064594A patent/NO20064594L/no 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 (de) * | 1993-10-28 | 1995-05-03 | Adolf Astner | Dichtmanschette für einen Bohrlochpacker und Verfahren zum Aufbauen eines Bohrlochpackers |
| 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 |
|---|---|
| CA2557200A1 (en) | 2005-09-29 |
| BRPI0508467A (pt) | 2007-07-31 |
| EA200601667A1 (ru) | 2007-02-27 |
| WO2005090743A1 (en) | 2005-09-29 |
| WO2005090743A8 (en) | 2006-11-16 |
| EP1723308A1 (en) | 2006-11-22 |
| AU2005224376B2 (en) | 2008-09-04 |
| AU2005224376A1 (en) | 2005-09-29 |
| CN1930365A (zh) | 2007-03-14 |
| US20070158060A1 (en) | 2007-07-12 |
| NO20064594L (no) | 2006-10-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA009320B1 (ru) | Система уплотнения кольцевого зазора в скважине | |
| US7699115B2 (en) | Method for applying an annular seal to a tubular element | |
| RU2567908C2 (ru) | Способ определения правильности выполнения операции изоляции в скважине | |
| US8695713B2 (en) | Function spool | |
| US6192983B1 (en) | Coiled tubing strings and installation methods | |
| US11473391B2 (en) | Packer sealing element with non-swelling layer | |
| 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 | |
| EP3635214A1 (en) | Swellable seals for well tubular tie-back system | |
| US20080223585A1 (en) | Providing a removable electrical pump in a completion system | |
| EA032493B1 (ru) | Переходное звено для соединения эксцентричных путей потока с концентричными путями потока | |
| BRPI0414964B1 (pt) | Método e sistema para completar um poço subterrâneo com recheio de cascalho com monitoramento de fibra óptica | |
| US10000995B2 (en) | Completion systems including an expansion joint and a wet connect | |
| MX2015003813A (es) | Sistemas y metodos de terminacion de multiples zonas de un solo viaje. | |
| 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 |