EA011131B1

EA011131B1 - Wellbore swellable seal

Info

Publication number: EA011131B1
Application number: EA200700948A
Authority: EA
Inventors: Матеус Норбертус Бэйенс; Эрик Керст Корнелиссен; Дерк Лукас Кломпсма
Original assignee: Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В.
Priority date: 2004-10-27
Filing date: 2005-10-25
Publication date: 2008-12-30
Also published as: CA2580376A1; MY140262A; AU2005298687C1; EP1805391B1; BRPI0517508A; CN101044294A; NO337536B1; EP1805391A1; DE602005011469D1; AU2005298687B2; US20070257441A1; NO20072697L; WO2006045794A1; BRPI0517508B1; EA200700948A1; AU2005298687A1; CA2580376C

Abstract

A method of operating a wellbore formed in an earth formation is disclosed. The wellbore is provided with a tubular element in which a wellbore device is to be arranged such that the wellbore device is sealed to the inner surface of the tubular element, and whereby an elongate member is to be extended through the tubular element for carrying out a wellbore operation. The method comprises extending the elongate member through the tubular element so as to carry out said wellbore operation, removing the elongate member from the tubular element, providing the wellbore device at the outer surface thereof with a swelleable seal susceptible of swelling upon contact with a selected fluid, and installing the wellbore device in the tubular element, and inducing the swelleable seal to swell by virtue of contact of the swelleable seal with the selected fluid.

Description

Настоящее изобретение относится к способу функционирования ствола скважины, сформированной в земной формации, при котором ствол скважины снабжается трубным элементом, в котором устройство ствола скважины устанавливается таким образом, что устройство ствола скважины герметически скрепляется с внутренней поверхностью трубного элемента, и посредством которого элемент конструкции удлиненной формы протягивается через трубный элемент для осуществления функционирования ствола скважины.The present invention relates to a method for operating a wellbore formed in the earth formation, wherein a wellbore is provided with a tubular element, in which a wellbore device is installed so that the wellbore device is sealed to the inner surface of the tubular element, and by means of which an elongated structural element it is pulled through a tubular element to allow the wellbore to function.

При добыче углеводородной текучей среды из скважины установившаяся практика заключается в том, что углеводородная текучая среда течет из продуктивной зоны в нижней части скважины через трубопровод, называемый эксплуатационной насосно-компрессорной колонной, на поверхность. Эксплуатационная колонна может снабжаться одним или более устройствами, такими как управляемые с поверхности глубинные предохранительные клапаны, кронштейны трубы, посадочные ниппели, пакеры и раздвижные боковые дверцы. Некоторые из этих устройств являются извлекаемыми и герметически устанавливаются в колонну. Колонна труб собирается из множества трубных секций, в соответствии с чем один или более посадочных ниппелей вставляются в цепочку в местах, где устанавливаются извлекаемые устройства. Чтобы обеспечить возможность расположения каждого извлекаемого устройства на нужной глубине в колонне труб, каждый посадочный ниппель совпадает по размерам с соответствующим извлекаемым устройством. Герметическое крепление извлекаемого устройства к внутренней поверхности посадочного ниппеля осуществляется посредством подходящих изоляционных элементов, таких как изоляторы шевронного типа. Чтобы достичь герметизации, отвечающей требованиям, изолирующие части поверхности посадочных ниппелей часто шлифуются для достижения очень гладкой поверхности изолирующего слоя.In the production of hydrocarbon fluid from a well, the established practice is that the hydrocarbon fluid flows from the production zone in the lower part of the well through a pipeline, called the production tubing, to the surface. The production string can be equipped with one or more devices, such as surface-controlled pressure relief valves, pipe brackets, seating nipples, packers and sliding side doors. Some of these devices are removable and hermetically installed in a column. A pipe string is assembled from a plurality of pipe sections, whereby one or more fitting nipples are inserted into the chain at the places where the retrievable devices are installed. To ensure that each retrievable device can be positioned at the desired depth in a pipe string, each fit nipple is the same size as the corresponding retrievable device. The hermetic attachment of the removable device to the inner surface of the seating nipple is carried out by means of suitable insulating elements, such as chevron-type insulators. In order to achieve a seal that meets the requirements, the insulating parts of the seating nipple surfaces are often ground to achieve a very smooth surface of the insulating layer.

Другой пример устройства ствола скважины, который получается герметическим креплением в трубном элементе, - это составное уплотнение лифтовой колонны. Составное уплотнение формируется частью нижнего конца лифтовой колонны и принимается в шлифованном приемнике скважины (ШПС) подвижного эксплуатационного пакера, устроенного около продукционной зоны ствола скважины. Составное уплотнение является перемещаемым по оси относительно ШПС, чтобы допускать тепловое расширение/сжатие лифтовой колонны.Another example of a wellbore device, which is obtained by hermetic fastening in a tubular element, is the composite seal of the tubing. The composite seal is formed by a portion of the lower end of the production tubing and is received at the ground well receiver (PSS) of the rolling production packer, arranged around the production zone of the wellbore. The composite seal is axially movable relative to the PSS to allow thermal expansion / contraction of the tubing.

Трубные элементы, такие как лифтовая колонна и ШПСы, также используются для передачи оборудования, необходимого для осуществления внутрискважинной деятельности. Например, в операциях, осуществляемых с помощью талевого каната, скважинное оборудование может опускаться по талевому канату через лифтовую колонну или через ШПС. Такие операции включают перемещение талевого каната (который может иметь длину несколько километров) с высокой скоростью через лифтовую колонну или через ШПС, в процессе чего талевый канат связи царапает поверхность слоя изоляции. В результате изоляционный слой повреждается, так что отвечающую требованиям герметизацию устройства в трубном элементе гарантировать нельзя. Во многих случаях такая ситуация ведет к серьезным ограничениям в функционировании скважины и может даже подвергать риску безопасность скважины. В специальном случае герметизации управляемого с поверхности подземного предохранительного клапана повреждение герметизации может означать необходимость закрытия скважины. Такие ситуации встречаются часто, так как изоляционные поверхности посадочных ниппелей предохранительных клапанов часто бывают незащищенными во время пуска скважины, когда предохранительный клапан выдернут, чтобы позволить опустить в скважину оборудование, работающее на максимальной глубине.Pipe elements, such as the tubing string and the CRP, are also used to transfer equipment necessary for the implementation of the downhole activity. For example, in operations carried out with the help of a pulley rope, downhole equipment can be lowered along a pulley rope through an elevator string or through a PSS. Such operations include moving a pulley rope (which may be several kilometers long) at high speed through the lift column or through the PSS, in the process of which the tie rope ties the surface of the insulation layer. As a result, the insulating layer is damaged, so that the appropriate sealing of the device in the tubular element cannot be guaranteed. In many cases, this situation leads to serious limitations in the functioning of the well and may even put the safety of the well at risk. In the special case of sealing a surface relief valve controlled from the surface, damage to the seal may mean the need to close the well. Such situations are common, as the insulating surfaces of the seating nipples of the safety valves are often unprotected during the start-up of the well, when the safety valve is pulled out to allow equipment operating at maximum depth to be lowered into the well.

Таким образом, существует необходимость обеспечить улучшенный способ управления стволом скважины, который преодолевает отмеченные выше недостатки.Thus, there is a need to provide an improved method for managing a well bore that overcomes the disadvantages noted above.

В соответствии с изобретением предлагается способ управления стволом скважины, сформированной в земной формации, ствол скважины снабжается трубным элементом, в котором устройство ствола скважины устанавливается таким образом, что устройство ствола скважины герметически скрепляется с внутренней поверхностью трубного элемента, и посредством которого вытянутый элемент конструкции протягивается через трубный элемент для осуществления функционирования ствола скважины, способ, содержащий протягивание вытянутого элемента конструкции через трубный элемент для осуществления указанного функционирования ствола скважины;In accordance with the invention, a method for controlling a wellbore formed in the earth formation is proposed that the wellbore is provided with a tubular element in which the wellbore device is installed so that the wellbore device is hermetically sealed to the inner surface of the tubular element and through which the elongated structural element is pulled through tubular element for the implementation of the functioning of the wellbore, a method comprising drawing an elongated structural element Erez tubular element for carrying out said wellbore operation;

удаление вытянутого элемента конструкции из трубного элемента;removing the elongated structural member from the tubular member;

обеспечение устройства ствола скважины на внешней поверхности расширяемым изолирующим слоем, увеличивающимся в объеме при контакте с выбранной текучей средой, и установка устройства ствола скважины в трубном элементе;providing the wellbore device on the outer surface with an expandable insulating layer, increasing in volume upon contact with the selected fluid, and installing a wellbore device in the tubular element;

стимулирование увеличения объема расширяемого изолирующего слоя посредством контакта с выбранной текучей средой.stimulating an increase in the volume of the expandable insulating layer through contact with the selected fluid.

Посредством этого достигается следующее: благодаря увеличению объема расширяемого изоляционного слоя при контакте с выбранной текучей средой изоляция заполняет неровности изолированной поверхности трубного элемента, которые могут возникать из-за повреждения, вызванного деятельностью ствола скважины в трубном элементе.Through this, the following is achieved: by increasing the volume of the expandable insulating layer upon contact with the selected fluid, the insulation fills the irregularities of the insulated surface of the tubular element that may occur due to damage caused by the activity of the wellbore in the tubular element.

Изобретение также относится к устройству ствола скважины для использования в стволе скважины,The invention also relates to a wellbore device for use in a wellbore,

- 1 011131 образованной в земной формации, посредством которого ствол скважины обеспечивается трубным элементом, в котором устройство ствола скважины устанавливается таким образом, что устройство ствола скважины герметически скрепляется с внутренней поверхностью трубного элемента, и посредством которого вытянутый элемент конструкции протягивается через трубный элемент для осуществления функционирования ствола скважины, устройство ствола скважины снабжено на внешней поверхности расширяемым изолирующим слоем, увеличивающимся в объеме при контакте с выбранной текучей средой.- 1,011,131 formed in the earth formation, whereby the wellbore is provided with a tubular element, in which the wellbore device is installed so that the wellbore device is hermetically sealed to the inner surface of the tubular element, and through which the elongated structural element is pulled through the tubular element to operate the wellbore, the wellbore device is provided on the outer surface with an expandable insulating layer, increasing in volume in contact with the selected fluid.

В предпочтительном варианте осуществления трубный элемент является лифтовой колонной для транспортировки углеводородной текучей среды из земной формации на поверхность или частью лифтовой колонны, такой как посадочный ниппель для устройства ствола скважины. При таком применении устройство ствола скважины представляет собой, например, агрегат предохранительного клапана для выборочного управления потоком углеводородной текучей среды через лифтовую колонну.In a preferred embodiment, the tubular element is an elevator column for transporting hydrocarbon fluid from an earth formation to a surface or part of an elevator column, such as a fitting nipple for a wellbore device. In such an application, the wellbore device is, for example, a safety valve assembly for selectively controlling the flow of hydrocarbon fluid through the lift string.

В качестве альтернативы трубный элемент может являться шлифованным приемником скважины и устройство ствола скважины может являться уплотнительным узлом лифтовой колонны для транспортировки углеводородной текучей среды, добытой из земной формации, на поверхность.Alternatively, the tubular element may be a polished receiver of the well, and the device of the wellbore may be a sealing unit of the production tubing for transporting hydrocarbon fluid extracted from the earth formation to the surface.

Предпочтительно расширяемый изоляционный слой увеличивается в объеме при контакте с углеводородной текучей средой и включает материал, выбранный из природного каучука, нитрильного каучука, гидрированного нитрильного каучука, бутадиенакрилатного каучука, полиакрилатного каучука, бутилкаучука, бромбутилкаучука, хлорбутилкаучука, хлорированного полиэтилена, неопренового каучука, бутадиенстирольного сополимерного каучука, сульфированного полиэтилена, этиленакрилатного каучука, эпихлоргидринэтиленоксидного сополимера, этиленпропиленового сополимера (сшитого серой), этиленпропиленового сополимера (с пероксидной сшивкой), этиленпропилендиенового тройного сополимера каучука, этиленвинилацетатного сополимера, фторозамещенных каучуков, фторозамещенного кремнийорганического каучука и кремнийорганических каучуков.Contracted in-order, in addition, in the form of a donor , sulfonated polyethylene, ethylene-acrylate rubber, epichlorohydrin-ethylene oxide copolymer, ethylene propane Lenova copolymer (cross-linked with sulfur), ethylene-propylene copolymer (with peroxide cross-linking), ethylene-propylene-diene ternary copolymer of rubber, ethylene-vinyl acetate copolymer, fluoro-substituted rubbers, fluoro-substituted silicone rubber and silicone rubbers.

Указанный материал подходящим образом выбирается из ΕΡ(Ό)Μ каучука (этиленпропиленовый сополимер либо с пероксидной сшивкой, или сшитый серой), ЕРТ каучука (этиленпропилендиеновый тройной сополимерный каучук), бутилкаучука, бромбутилкаучука, хлорбутилкаучука и хлорированного полиэтилена.The specified material is suitably selected from ΕΡ (Ό) Μ rubber (ethylene-propylene copolymer with either peroxide cross-linking, or cross-linked with sulfur), EPT rubber (ethylene-propylene-diene terpolymer rubber), butyl rubber, bromobutyl rubber, chlorobutyl rubber, and plaster and rubber and plaster and rubber.

Вместо увеличения в объеме расширяемого изолирующего слоя при контакте с углеводородной текучей средой (или в дополнение к этому), расширяемый изолирующий слой подходящим образом увеличивается в объеме при контакте с водой и включает материалы, отобранные из ΝΒΚ, ΗΝΒΚ, ΧΝΒΚ.. ΕΚΜ, ΕΕΚΜ, ΤΡΕ/Ρ или каучука на основе ΕΡΌΜ. Чтобы увеличить способность к увеличению объема расширяемого компонента, даже в условиях минерализованной воды, указанный материал, соответственно, является матричным материалом, в котором смесь, растворимая в воде, внедряется в матричный материал таким образом, что матричный материал в значительной степени предотвращает или ограничивает перемещение смеси из расширяемого изолирующего слоя и разрешает перетекание воды в расширяемый изолирующий слой посредством осмоса для того, чтобы вызвать увеличение объема расширяемого изолирующего слоя при перетекании указанной воды в расширяемый изолирующий слой. Указанная смесь содержит соль в подходящих пропорциях, например по меньшей мере 20 вес.% соли от общего веса матричного материала и соли, а предпочтительно по меньшей мере 35 вес.% соли от общего веса матричного материала и соли. Чтобы предотвратить или уменьшить выщелачивание смеси из матричного материала, желательно, чтобы матричный материал был непроницаемым для указанной смеси или ионов указанной смеси. Смесь может присутствовать в матричном материале, например, в форме множества частиц смеси, рассредоточенных в матричном материале.Instead of increasing the volume of the expandable insulating layer upon contact with the hydrocarbon fluid (or in addition to this), the expandable insulating layer appropriately expands upon contact with water and includes materials selected from ΝΒΚ, ΗΝΒΚ, ΧΝΒΚ .. ΕΚΜ, ΕΕΚΜ, ΤΡΕ / Ρ or rubber based ΕΡΌΜ. In order to increase the ability to increase the volume of the expandable component, even under mineralized water conditions, this material is accordingly a matrix material, in which the mixture soluble in water is embedded in the matrix material in such a way that the matrix material largely prevents or limits the movement of the mixture from the expandable insulating layer and allows water to flow into the expandable insulating layer by osmosis in order to increase the volume of the expandable insulating layer when this water flows into an expandable insulating layer. This mixture contains salt in suitable proportions, for example at least 20 wt.% Salt based on the total weight of the matrix material and salt, and preferably at least 35 wt.% Salt based on the total weight of the matrix material and salt. In order to prevent or reduce leaching of the mixture from the matrix material, it is desirable that the matrix material is impermeable to said mixture or ions of said mixture. The mixture may be present in the matrix material, for example, in the form of a plurality of particles of the mixture dispersed in the matrix material.

Далее изобретение будет описано более подробно и на примере, со ссылками на прилагаемые чертежи, на которых фиг. 1 - схематическое изображение осуществления устройства ствола скважины в соответствии с изобретением;Hereinafter the invention will be described in more detail and by example, with reference to the accompanying drawings, in which FIG. 1 is a schematic representation of an implementation of a wellbore device in accordance with the invention;

фиг. 2 - схематическое изображение участка А устройства ствола скважины, показанного на фиг. 1;FIG. 2 is a schematic representation of a portion A of a wellbore device shown in FIG. one;

фиг. 3 - схематическое изображение продольного сечения трубного элемента, используемого в соединении с устройством ствола скважины, показанным на фиг. 1;FIG. 3 is a schematic longitudinal section of a tubular element used in connection with a wellbore device shown in FIG. one;

фиг. 4 - схематическое изображение устройства ствола скважины, показанного на фиг. 1, после сборки с трубным элементом, показанным на фиг. 3.FIG. 4 is a schematic representation of the device of the wellbore shown in FIG. 1, after assembly with the tubular element shown in FIG. 3

На фигурах одинаковые номера ссылки относятся к одинаковым компонентам.In the figures, the same reference numbers refer to the same components.

На фиг. 1 показан управляемый с поверхности подземный агрегат 1 предохранительного клапана (далее: агрегат предохранительного клапана) для выборочного управления потоком текучей среды через ствол скважины (не показано) при добыче углеводородной текучей среды. Агрегат 1 предохранительного клапана включает трубопровод 2, имеющий проход 4 для добытой углеводородной текучей среды, проход 4 снабжается затвором 6 для выборочного закрытия прохода 4. Затвор 6 управляется гидравлической системой управления, от которой схематически показаны только управляющие линии 8, 9 и плунжерная система 10. Гидравлические линии 8, 9 находятся в гидравлическом взаимодействии с внешней стороной агрегата 1 предохранительного клапана через отверстие 11, предусмотренное в стенке трубопровода 2. Стопорный сердечник 12 предусмотрен в верхней части агрегата 1 предохранительного клапана для подFIG. Figure 1 shows an underground relief unit 1 controlled from the surface (hereinafter referred to as a safety valve assembly) for selectively controlling fluid flow through a wellbore (not shown) in the production of hydrocarbon fluid. The safety valve assembly 1 includes a pipeline 2 having a passage 4 for the produced hydrocarbon fluid, the passage 4 is provided with a shutter 6 for selectively closing the passage 4. The shutter 6 is controlled by a hydraulic control system, from which only control lines 8, 9 and the plunger system 10 are schematically shown. The hydraulic lines 8, 9 are in hydraulic interaction with the outside of the assembly 1 of the safety valve through the opening 11 provided in the wall of the pipeline 2. The stop core 12 provides Trenches in the upper part of the unit 1 safety valve for under

- 2 011131 держки и блокировки агрегата 1 предохранительного клапана в лифтовой колонне, на которую ссылаются далее.- 2,011,131 holding and blocking units of the safety valve 1 in the tubing, referred to below.

Как показано на фиг. 2, агрегат 1 предохранительного клапана снабжен двумя кольцевыми изолирующими слоями 14, 16, разделенными друг от друга в осевом направлении таким образом, что отверстие 11 расположено между кольцевыми изолирующими слоями 14, 16. Каждый из кольцевых изолирующих слоев 14, 16 включает множество изолирующих слоев 18 в форме шеврона и расширяемый изолирующий слой 20, изготовленный из ΕΡΌΜ каучука, увеличивающегося в объеме при контакте со смазочным маслом для гидравлических систем, используемым в гидравлической системе управления для управления затвором 6.As shown in FIG. 2, the safety valve assembly 1 is provided with two annular insulating layers 14, 16, separated from each other in the axial direction so that the opening 11 is located between the annular insulating layers 14, 16. Each of the annular insulating layers 14, 16 includes a plurality of insulating layers 18 in the form of a chevron and an expandable insulating layer 20 made of ΕΡΌΜ rubber, increasing in volume when in contact with hydraulic oil used in a hydraulic control system to control the seals 6 rum.

На фиг. 3 показан трубный элемент в форме посадочного ниппеля 22, объединенного в лифтовую колонну (не показанную), для транспортировки добытой углеводородной текучей среды через ствол скважины на поверхность. Внутренний диаметр посадочного ниппеля 22 немного больше внешнего диаметра агрегата 1 предохранительного клапана для того, чтобы позволить движение по направлению оси агрегата 1 предохранительного клапана через посадочный ниппель 22. Посадочный ниппель 22 снабжен внутри блокирующим контуром 24, который является дополнительным к профилю стопорного сердечника 12 (и взаимодействует с ним) с тем, чтобы обеспечить агрегату 1 предохранительного клапана опору и блокировку в посадочном ниппеле 22. Кроме того, внутренняя поверхность посадочного ниппеля 22 снабжена двумя шлифованными кольцевыми участками 26, 28 поверхности, имеющими диаметр немного меньший, чем диаметр оставшейся части внутренней поверхности посадочного ниппеля 22. Шлифованные участки 26, 28 поверхности отрегулированы так, что кольцевой изолирующий слой 14 располагается напротив шлифованного участка 26 поверхности и кольцевой изолирующий слой 16 располагается напротив шлифованного участка 28 поверхности, когда агрегат 1 предохранительного клапана блокируется в посадочном ниппеле 22 взаимодействующими стопорным сердечником 12 и блокирующим контуром 24.FIG. 3 shows a tubular element in the form of a fitting nipple 22 integrated in an elevator string (not shown) for transporting the produced hydrocarbon fluid through the wellbore to the surface. The internal diameter of the mounting nipple 22 is slightly larger than the external diameter of the safety valve assembly 1 in order to allow movement along the axis of the safety valve assembly 1 through the mounting nipple 22. The landing nipple 22 is provided inside with a blocking circuit 24 that is complementary to the profile of the locking core 12 (and interacts with it) in order to provide the assembly of the safety valve 1 with support and blockage in the seating nipple 22. In addition, the inner surface of the seating nipple The spruce 22 is provided with two polished annular surface sections 26, 28 having a diameter slightly smaller than the diameter of the remaining part of the inner surface of the mounting nipple 22. The polished surface sections 26, 28 are adjusted so that the annular insulating layer 14 is opposite the polished surface section 26 and the annular insulating layer 16 is located opposite the ground surface area 28 when the safety valve assembly 1 is blocked in the landing nipple 22 by cooperating stop core ohm 12 and blocking circuit 24.

Отверстие 30 предусмотрено в стенке посадочного ниппеля 22 между шлифованными участками 26, 28 поверхности, отверстие 30 находится в гидравлическом взаимодействии с гидравлическим устройством управления (не показано) на поверхности через гидравлическую управляющую линию 32, тянущуюся вдоль внешней поверхности лифтовой колонны. Следует понимать, что гидравлическое устройство управления на поверхности, управляющая линия 32, отверстие 30, отверстие 11, гидравлические управляющие линии 8, 9 и плунжерная система 10 - все являются частью гидравлической системы управления для контроля затвора 6.Hole 30 is provided in the wall of the seating nipple 22 between the ground polished areas 26, 28, the hole 30 is in hydraulic interaction with a hydraulic control device (not shown) on the surface through the hydraulic control line 32 extending along the outer surface of the tubing string. It should be understood that the surface hydraulic control device, control line 32, bore 30, bore 11, hydraulic control lines 8, 9 and plunger system 10 are all part of a hydraulic control system for controlling the shutter 6.

На фиг. 4 показано расположение агрегата 1 предохранительного клапана в посадочном ниппеле 22 лифтовой колонны во время нормального использования. Углеводородная текучая среда добывается из земной формации, окружающей ствол скважины, и транспортируется на поверхность через лифтовую колонну. Добытая углеводородная текучая среда, таким образом, протекает через проход 4 агрегата 1 предохранительного клапана. Если требуется закрыть скважину, например в случае аварийной ситуации, затвор 6 побуждается к закрытию под контролем гидравлической системы управления, управляемой с поверхности. Утечка углеводородной текучей среды за пределы агрегата 1 предохранительного клапана предотвращается кольцевыми изолирующими слоями 14, 16, которые обеспечивают изоляцию со шлифованными участками 26, 28 поверхности лифтовой колонны 22.FIG. 4 shows the arrangement of the safety valve assembly 1 in the landing nipple 22 of the tubing during normal use. Hydrocarbon fluid is extracted from the earth formation surrounding the wellbore and transported to the surface through the lift column. The produced hydrocarbon fluid thus flows through passage 4 of assembly 1 of the safety valve. If it is necessary to close the well, for example in the event of an emergency, the shutter 6 is urged to close under the control of a hydraulic control system controlled from the surface. The leakage of hydrocarbon fluid beyond the limits of the assembly 1 of the safety valve is prevented by annular insulating layers 14, 16, which provide insulation with ground sections 26, 28 of the surface of the tubing 22.

Через некоторый промежуток времени добычи углеводородной текучей среды из ствола скважины может потребоваться прекратить функционирование ствола скважины и удалить агрегат 1 предохранительного клапана из лифтовой колонны, чтобы провести капитальный ремонт, используя талевый канат (не показанный), проходящий через лифтовую колонну. Во время такого капитального ремонта талевый канат с большой скоростью движется по лифтовой колонне и, следовательно, через посадочный ниппель 22. Талевый канат в процессе этого трется о выступающие шлифованные участки 26, 28 поверхности посадочного ниппеля 22. В результате шлифованные участки 26, 28 поверхности легко могут быть повреждены, так что изолирующие участки 18 в форме шеврона кольцевых изолирующих слоев 14, 16 больше не будут иметь достаточной изоляции от этих участков поверхности, после того, как агрегат 1 предохранительного клапана будет переустановлен в посадочный ниппель 22. Тем не менее, изолирующая функция кольцевых изолирующих слоев 14, 16 все еще гарантируется расширяемыми изолирующими слоями 20, которые расширяются в силу контакта со смазочным маслом гидравлической системы, имеющимся в кольцевой камере, ограниченной внешней поверхностью агрегата 1 предохранительного клапана, внутренней поверхностью посадочного ниппеля 22 и кольцевыми изолирующими слоями 14, 16. Таким образом, изолирующие слои 20 после увеличения объема проникают в неровности поверхности в поврежденных участках поверхности 26, 28 и посредством этого должным образом изолируют агрегат 1 предохранительного клапана от посадочного ниппеля 22.After a period of time extracting hydrocarbon fluid from the wellbore, it may be necessary to stop the wellbore operation and remove the safety valve assembly 1 from the tubing to overhaul using a traveling rope (not shown) running through the tubing. During such an overhaul, the traveling rope moves at high speed along the lift column and, consequently, through the landing nipple 22. The traveling cable rubs on the protruded polished sections 26, 28 of the surface of the nipple 22. As a result, the polished sections 26, 28 of the surface easily may be damaged, so that the insulating areas 18 in the form of a chevron annular insulating layers 14, 16 will no longer have sufficient insulation from these surface areas, after the assembly 1 of the safety valve bu The detail is reinstalled in the seating nipple 22. However, the insulating function of the annular insulating layers 14, 16 is still guaranteed expandable insulating layers 20, which expand due to contact with the hydraulic oil of the hydraulic system present in the annular chamber bounded by the external surface of the unit 1 safety valve , the inner surface of the mounting nipple 22 and annular insulating layers 14, 16. Thus, the insulating layers 20 after increasing the volume penetrate into the surface irregularities in the damage GOVERNMENTAL surface portions 26, 28 and thereby adequately insulate the safety valve assembly 1 against the landing nipple 22.

Следует понимать, что изобретение не ограничивается приложениями, в которых трубный элемент является лифтовой колонной или частью ее, такой как посадочный ниппель. Другие полезные приложения включают, например, кронштейны трубопроводов, пакеры лифтовой колонны, шлифованные приемники скважины и раздвижные боковые дверцы.It should be understood that the invention is not limited to applications in which the tubular element is an elevator column or a part thereof, such as a fitting nipple. Other useful applications include, for example, pipeline brackets, tubing packers, ground well receivers, and sliding side doors.

- 3 011131- 3,011,131

Claims

CLAIM

1. The method of controlling the operation of a well bore formed in the earth formation, in which the well bore is supplied with a tubular element, in which the device of the well bore is installed so that the well bore device is hermetically sealed to the inner surface of the tubular element, and through which the elongated structural element is pulled through the tubular element for the implementation of the functioning of the wellbore, and the method involves pulling the structural element elongated forms through a tubular element for the implementation of the specified operation of the wellbore;

removing the elongated structural member from the tubular member;

providing the wellbore device on the outer surface with an expandable insulating layer, increasing in volume upon contact with the selected fluid, and installing a wellbore device in the tubular element;

stimulating an increase in the volume of the expandable insulating layer by contact with a selected fluid;

wherein the tubular element is a tubular string for transporting hydrocarbon fluid from the earth formation to the surface, in which the tubular element includes a seating nipple for receiving said borehole device and in which the step of installing a borehole device in the tubular element comprises installing a borehole device in the seating nipple .

2. The method according to claim 1, in which the device of the wellbore is an assembly of a safety valve for selectively controlling the flow of hydrocarbon fluid through the lift column.

3. The method according to claim 1, wherein the tubular element is a ground receiver of the well and the device of the well bore is a sealing unit of the production tubing for transporting the hydrocarbon fluid produced from the earth formation to the surface.

4. The method according to any one of claims 1 to 3, in which the selected fluid is a hydrocarbon fluid and in which the expandable insulating layer comprises a material selected from natural rubber, nitrile rubber, hydrogenated nitrile rubber, butadiene acrylate rubber, polyacrylate rubber, butyl rubber, Bromobutyl rubber, chlorobutyl rubber, chlorinated polyethylene, neoprene rubber, styrene-butadiene copolymer rubber, sulfonated polyethylene, ethylene acrylate rubber, epichlorohydrin ethylene oxide copolymer, ethylene-propylene copolymer (with a peroxide cross-linking), ethylene-propylene copolymer (sulfur crosslinked), ethylene-propylene rubber ternary copolymer, ethylene-vinyl acetate copolymer ftorozameschennyh rubbers ftorozameschennogo silicone rubber and silicone rubbers.

5. The method according to claim 4, in which the specified material is selected from EP (E) M rubber (ethylene-propylene copolymer with either peroxide cross-linking, or cross-linked with sulfur), EPT rubber (ethylene-propylene-diene ternary copolymer rubber), butyl rubber, bromobutyl rubber, chloro-stretch rubber, chloro-stretch rubber, butylated rubber, bromobutyl rubber, chloro-block, .

6. The method according to any one of claims 1 to 3, in which the selected fluid is water and in which the expandable insulating layer comprises a material selected from, ΗΝΒΚ, ΧΝΒΚ .. RKM, EEKM, TEU / P or rubber based on.

7. The method according to claim 6, wherein said material is a matrix material and in which the mixture dissolved in water is included in the matrix material in such a way that the matrix material significantly prevents or limits the movement of the mixture from the expanding insulating layer and allows water to flow into an expandable insulating layer by means of osmosis in order to stimulate an increase in the volume of the insulating layer when said water flows into the expandable insulating layer.

8. The method according to claim 7, in which the mixture contains salt.

9. The method of claim 8, wherein the expandable insulation layer comprises at least 20 wt.% Salt based on the total weight of the matrix material and salt, and preferably at least 35 wt.% Salt based on the total weight of the matrix material and salt.

10. A method according to any one of claims 7-9, wherein said matrix material is impermeable to said mixture or to ions of said mixture.

11. The method according to any one of claims 7 to 10, in which the mixture is present in the matrix material in the form of a plurality of particles of the mixture, distributed in the matrix material.

12. The method according to any one of claims 1 to 3, in which the selected fluid is a hydraulic fluid and the device of the wellbore is controlled by a hydraulic control system driven by the flow of said hydraulic fluid in contact with the expandable insulating layer and wherein the step of stimulating the expandable insulating layer to increase in volume comprises supplying a flow of hydraulic fluid to the hydraulic control system.

- 4 011131

13. A wellbore device for use in a wellbore formed in the earth formation, whereby the wellbore is provided with a tubular element, in which the wellbore device is installed so that the wellbore device is hermetically sealed to the inner surface of the tubular element, and through which the elongated element the structure is pulled through a tubular element for the operation of the wellbore, the device of the wellbore, provided on the outside The properties of an expandable insulating layer, increasing in volume when in contact with a selected fluid, in which the tubular element is an elevator column for transporting hydrocarbon fluid extracted from the earth formation, to the surface, and in which the tubular element includes a landing nipple for receiving a wellbore device, installed in the landing nipple.

14. The device of the wellbore according to claim 13, in which the device of the wellbore is regulated in the tubular element, the tubular element has an inner surface that is damaged as a result of the functioning of the borehole when the elongated structural element is pulled through the tubular element, and in which the expanding insulating layer increases in volume due to contact with the selected fluid in order to hermetically fasten the device of the wellbore with the inner surface of the tubular element.