EA011961B1 - Способ уплотнения кольцевого пространства ствола скважины - Google Patents
Способ уплотнения кольцевого пространства ствола скважины Download PDFInfo
- Publication number
- EA011961B1 EA011961B1 EA200701064A EA200701064A EA011961B1 EA 011961 B1 EA011961 B1 EA 011961B1 EA 200701064 A EA200701064 A EA 200701064A EA 200701064 A EA200701064 A EA 200701064A EA 011961 B1 EA011961 B1 EA 011961B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- particles
- wellbore
- matrix material
- swelling
- casing
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 26
- 238000007789 sealing Methods 0.000 title claims abstract description 23
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims abstract description 125
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 49
- 230000008961 swelling Effects 0.000 claims abstract description 43
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 claims abstract description 35
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 23
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims abstract description 19
- 239000008398 formation water Substances 0.000 claims abstract description 16
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 9
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 claims description 51
- 239000005060 rubber Substances 0.000 claims description 42
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 26
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 18
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims description 15
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims description 12
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 10
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims description 7
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims description 7
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 5
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 5
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 4
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 claims description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 4
- 150000001242 acetic acid derivatives Chemical class 0.000 claims description 3
- 150000003568 thioethers Chemical class 0.000 claims description 3
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M Bicarbonate Chemical class OC([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 2
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical class S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229910019142 PO4 Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 claims description 2
- 150000004675 formic acid derivatives Chemical class 0.000 claims description 2
- 150000004820 halides Chemical class 0.000 claims description 2
- 150000004679 hydroxides Chemical class 0.000 claims description 2
- 150000003949 imides Chemical class 0.000 claims description 2
- 150000002823 nitrates Chemical class 0.000 claims description 2
- 150000004767 nitrides Chemical class 0.000 claims description 2
- 150000002826 nitrites Chemical class 0.000 claims description 2
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 claims description 2
- 235000021317 phosphate Nutrition 0.000 claims description 2
- 150000003013 phosphoric acid derivatives Chemical class 0.000 claims description 2
- 150000003467 sulfuric acid derivatives Chemical class 0.000 claims description 2
- 230000001939 inductive effect Effects 0.000 abstract description 2
- 238000013508 migration Methods 0.000 abstract 2
- 230000005012 migration Effects 0.000 abstract 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 28
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 16
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 9
- 239000000806 elastomer Substances 0.000 description 9
- 229920000247 superabsorbent polymer Polymers 0.000 description 7
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 5
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 5
- -1 polyethylene Polymers 0.000 description 4
- 229920001187 thermosetting polymer Polymers 0.000 description 4
- 239000004743 Polypropylene Substances 0.000 description 3
- 238000002386 leaching Methods 0.000 description 3
- 229920001155 polypropylene Polymers 0.000 description 3
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- KAKZBPTYRLMSJV-UHFFFAOYSA-N Butadiene Chemical compound C=CC=C KAKZBPTYRLMSJV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920000181 Ethylene propylene rubber Polymers 0.000 description 2
- MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N Hydrogen peroxide Chemical compound OO MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L Magnesium chloride Chemical compound [Mg+2].[Cl-].[Cl-] TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 229920003171 Poly (ethylene oxide) Polymers 0.000 description 2
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 2
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 2
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 2
- 238000005056 compaction Methods 0.000 description 2
- 229920001477 hydrophilic polymer Polymers 0.000 description 2
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 2
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 2
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 229920001169 thermoplastic Polymers 0.000 description 2
- 239000004416 thermosoftening plastic Substances 0.000 description 2
- SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxy-5-methylphenyl)ethanamine Chemical compound COC1=CC=C(C)C=C1CCN SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 2-Propenoic acid Natural products OC(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- KUDUQBURMYMBIJ-UHFFFAOYSA-N 2-prop-2-enoyloxyethyl prop-2-enoate Chemical compound C=CC(=O)OCCOC(=O)C=C KUDUQBURMYMBIJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M Acrylate Chemical compound [O-]C(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- NLHHRLWOUZZQLW-UHFFFAOYSA-N Acrylonitrile Chemical compound C=CC#N NLHHRLWOUZZQLW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000004709 Chlorinated polyethylene Substances 0.000 description 1
- 229920002943 EPDM rubber Polymers 0.000 description 1
- BRLQWZUYTZBJKN-UHFFFAOYSA-N Epichlorohydrin Chemical compound ClCC1CO1 BRLQWZUYTZBJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- 229920000459 Nitrile rubber Polymers 0.000 description 1
- 239000004698 Polyethylene Substances 0.000 description 1
- 239000004372 Polyvinyl alcohol Substances 0.000 description 1
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XTXRWKRVRITETP-UHFFFAOYSA-N Vinyl acetate Chemical compound CC(=O)OC=C XTXRWKRVRITETP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000001252 acrylic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 150000008360 acrylonitriles Chemical class 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 150000001299 aldehydes Chemical class 0.000 description 1
- 150000001408 amides Chemical class 0.000 description 1
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 1
- 150000008064 anhydrides Chemical class 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910001570 bauxite Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 229910052797 bismuth Inorganic materials 0.000 description 1
- JCXGWMGPZLAOME-UHFFFAOYSA-N bismuth atom Chemical compound [Bi] JCXGWMGPZLAOME-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920005557 bromobutyl Polymers 0.000 description 1
- 229920005549 butyl rubber Polymers 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 1
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 1
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 1
- 235000010980 cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 1
- 239000002734 clay mineral Substances 0.000 description 1
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- GUJOJGAPFQRJSV-UHFFFAOYSA-N dialuminum;dioxosilane;oxygen(2-);hydrate Chemical compound O.[O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3].O=[Si]=O.O=[Si]=O.O=[Si]=O.O=[Si]=O GUJOJGAPFQRJSV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 229920006341 elastomeric alloy Polymers 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 1
- 229920001973 fluoroelastomer Polymers 0.000 description 1
- 229920005560 fluorosilicone rubber Polymers 0.000 description 1
- RPOCFUQMSVZQLH-UHFFFAOYSA-N furan-2,5-dione;2-methylprop-1-ene Chemical compound CC(C)=C.O=C1OC(=O)C=C1 RPOCFUQMSVZQLH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 1
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 1
- 150000002576 ketones Chemical class 0.000 description 1
- 229910001629 magnesium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- FPYJFEHAWHCUMM-UHFFFAOYSA-N maleic anhydride Chemical class O=C1OC(=O)C=C1 FPYJFEHAWHCUMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000002734 metacrylic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- 229910052901 montmorillonite Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000000465 moulding Methods 0.000 description 1
- 150000002825 nitriles Chemical class 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 239000004014 plasticizer Substances 0.000 description 1
- 229920001084 poly(chloroprene) Polymers 0.000 description 1
- 229920000058 polyacrylate Polymers 0.000 description 1
- 229920000573 polyethylene Polymers 0.000 description 1
- 229920002451 polyvinyl alcohol Polymers 0.000 description 1
- 239000004800 polyvinyl chloride Substances 0.000 description 1
- 229920000915 polyvinyl chloride Polymers 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N propylene Natural products CC=C QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000004805 propylene group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([*:1])C([H])([H])[*:2] 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 239000012744 reinforcing agent Substances 0.000 description 1
- 229920002379 silicone rubber Polymers 0.000 description 1
- 239000004945 silicone rubber Substances 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 1
- 239000008107 starch Substances 0.000 description 1
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 150000003871 sulfonates Chemical class 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
- BFKJFAAPBSQJPD-UHFFFAOYSA-N tetrafluoroethene Chemical group FC(F)=C(F)F BFKJFAAPBSQJPD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
- 238000004073 vulcanization 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
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
- C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
- C04B28/00—Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing inorganic binders or the reaction product of an inorganic and an organic binder, e.g. polycarboxylate cements
- C04B28/02—Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing inorganic binders or the reaction product of an inorganic and an organic binder, e.g. polycarboxylate cements containing hydraulic cements other than calcium sulfates
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
- C09K8/46—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement
- C09K8/467—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement containing additives for specific purposes
- C09K8/487—Fluid loss control additives; Additives for reducing or preventing circulation loss
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/12—Packers; Plugs
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
- E21B33/14—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like for cementing casings into boreholes
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
- C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
- C04B2103/00—Function or property of ingredients for mortars, concrete or artificial stone
- C04B2103/0045—Polymers chosen for their physico-chemical characteristics
- C04B2103/0049—Water-swellable polymers
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02W—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES RELATED TO WASTEWATER TREATMENT OR WASTE MANAGEMENT
- Y02W30/00—Technologies for solid waste management
- Y02W30/50—Reuse, recycling or recovery technologies
- Y02W30/91—Use of waste materials as fillers for mortars or concrete
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Ceramic Engineering (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Structural Engineering (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Sealing Material Composition (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Processing And Handling Of Plastics And Other Materials For Molding In General (AREA)
- Mechanical Sealing (AREA)
- Crystals, And After-Treatments Of Crystals (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Automatic Analysis And Handling Materials Therefor (AREA)
Abstract
Изобретение относится к способу уплотнения пространства в стволе скважины, выполненной в толще пород. Закачивают в указанное пространство поток жидкости-носителя со множеством способных разбухать при контакте с выбранным флюидом частиц в указанном пространстве. Создают условия для контакта выбранного флюида и способных разбухать частиц, в результате чего способные разбухать частицы разбухают и образуют в указанном пространстве слой разбухших частиц. Указанное множество способных разбухать частиц содержит частицы, которые способны разбухать при контакте с пластовой водой и включают матричный материал, с соединением, растворимым в указанной пластовой воде. Указанный матричный материал предотвращает или ограничивает удаление указанного соединения из способных разбухать частиц и делает возможным перемещение посредством осмоса указанной пластовой воды, что ведет к их разбуханию.
Description
Настоящее изобретение касается способа уплотнения пространства ствола скважины, выполненной в горных породах. Уплотняемое пространство может быть расположено, например, между обсадной трубой и стенкой скважины, между внутренней обсадной трубой и внешней обсадной трубой или между эксплуатационной насосно-компрессорной колонной и обсадной трубой.
Обычно обсадная труба уплотняется в стволе скважины с помощью слоя цемента, расположенного между обсадной трубой и стенкой скважины. Тем не менее, известно, что цемент не всегда обеспечивает нужную степень уплотнения ввиду его усадки при отверждении. В результате такой усадки в цементе могут образовываться микрокольца, образующие путь для перемещения жидкости, что приводит к нежелательному потоку жидкости через ствол скважины.
Кроме того, было предложено уплотнять кольцевое пространство между цилиндрическим элементом, размещенным в стволе скважины, и стенкой, окружающей этот цилиндрический элемент, например, стенкой скважины, с помощью кольцевого уплотнения, выполненного из материала, разбухающего при контакте с углеводородным флюидом. Кольцевое уплотнение соединяют с внешней поверхностью цилиндрического элемента и далее цилиндрический элемент с прикрепленным к нему кольцевым уплотнением опускают в ствол скважины. При попадании углеводородного флюида в кольцевое пространство, уплотнение разбухает и, таким образом, уплотняет кольцевое пространство. Хотя подобный способ уплотнения позволяет добиваться хороших результатов, существует проблема, заключающаяся в возможном повреждении уплотнения при спуске цилиндрического элемента в ствол скважины, особенно в случае узкого кольцевого пространства. В некоторых случаях кольцевое пространство настолько узкое, что опустить цилиндрический элемент с присоединенным к нему уплотнением невозможно.
Также трудно обеспечить надежное уплотнение в случае несимметричной формы уплотняемого пространства. Например, если пространство (частично) ограничено стенкой скважины, то невозможно добиться надежного уплотнения с использованием кольцевого уплотнения, если ствол скважины содержит размытые участки, которые самопроизвольно образуются при бурении скважины.
Следовательно, цель изобретения заключается в том, чтобы создать улучшенный способ уплотнения пространства ствола скважины, выполненной в толще пород, в котором были бы преодолены упомянутые выше проблемы.
Согласно изобретению предложен способ уплотнения пространства ствола скважины, выполненной в толще пород, который включает помещение множества способных разбухать частиц в указанное пространство, причем эти частицы способны разбухать при контакте с выбранным флюидом, и создание условий для контакта выбранного флюида и способных разбухать частиц, в результате чего способные разбухать частицы разбухают и образуют в указанном пространстве слой разбухших частиц.
Размещение способных разбухать частиц в нужном месте ствола скважины осуществляют довольно легко, так как до разбухания размеры частиц сравнительно малы и, следовательно, они могут пройти через узкие проходы в стволе скважины. Кроме того, частицы входят в неровности, которые могут присутствовать в уплотняемом пространстве, и после разбухания частицы полностью уплотняют такие неровности. Стадия, индуцирующая поток выбранного флюида для контакта со способными разбухать частицами включает в себя случаи, когда выбранный флюид активно закачивается по направлению к способным разбухать частицам, а также случаи, когда выбранный флюид течет естественным образом по направлению к способным разбухать частицам. Примерами выбранного флюида могут служить вода или нефть, которые текут из толщи пород в ствол скважины или вода, которая перемещается из цементного слоя, расположенного вблизи способных разбухать частиц.
Соответственно, способные разбухать частицы помещают в указанное пространство посредством их закачивания в потоке флюида-носителя. Если способные разбухать частицы разбухают очень медленно при контакте с выбранным флюидом, то выбранным флюидом может быть флюид-носитель. Таким образом, в таких случаях способные разбухать частицы и выбранный флюид закачиваются одновременно в одном потоке. В качестве альтернативы первыми закачиваются способные разбухать частицы, а затем закачивается выбранный флюид.
В предпочтительном варианте осуществления изобретения указанное пространство представляет собой кольцеобразное пространство, ограниченное цилиндрическим элементом, расположенным в стволе скважины, и стенкой, расположенной вокруг цилиндрического элемента. В качестве альтернативы, указанное пространство представляет собой внутреннее пространство цилиндрического элемента или его часть, расположенного в стволе скважины, или сам ствол или часть ствола скважины. В таком случае слой способных разбухать частиц, соответственно, образует пробку в указанном пространстве, например, с целью закрытия ствола скважины.
В подходящем варианте осуществления изобретения цилиндрический элемент представляет собой эксплуатационную трубу, предназначенную для транспортировки пластового флюида на поверхность, и указанная стенка представляет собой ствол скважины или обсадную трубу ствола скважины. В качестве альтернативы цилиндрический элемент представляет собой обсадную трубу ствола скважины, а указанная стенка является стенкой скважины или другой обсадной трубой ствола скважины. Для простоты ссылок используемый здесь термин «обсадная труба ствола скважины» означает как обсадную трубу ствола скважины, так и обсадную колонну-хвостовик. Обычно обсадная труба ствола скважины расположена от
- 1 011961 забоя до поверхности, а обсадная колонна-хвостовик не доходит до поверхности.
В случае, когда кольцевое пространство должно быть заполнено (частично) цементом, что является обычным в случае кольцевого пространства между внутренней обсадной трубой и внешней обсадной трубой или кольцевого пространства между обсадной трубой и стенкой скважины, предпочтительно, чтобы способные разбухать частицы были замешаны в поток цемента, который затем закачивают в указанное кольцевое пространство. Таким образом, добиваются того, что просачивание скважинного флюида через возможные микротрещины цемента уменьшается благодаря уплотняющему действию частиц, разбухающих при контакте с водой из цемента или при контакте с просачивающимся флюидом.
В качестве альтернативы способные разбухать частицы могут быть закачены в кольцевое пространство до или после закачивания туда цемента. В этом случае слой способных разбухать частиц будет располагаться в кольцевом пространстве выше или ниже слоя цемента и образовывать дополнительный уплотняющий слой в кольцевом пространстве.
В еще одном представляющем интерес варианте осуществления изобретения цилиндрический элемент представляет собой эксплуатационную трубу, имеющую входное отверстие для пластового флюида, а указанная стенка является стенкой скважины, и стадия размещения способных разбухать частиц включает в себя размещение частиц между указанным входным отверстием и стенкой скважины. Таким образом, благодаря разбуханию частиц при контакте с нежелательным для нефтяной скважины флюидом, таким как вода, достигается уменьшение притока нежелательного флюида в эксплуатируемый трубопровод.
Стадия, индуцирующая поток указанного выбранного флюида для контакта со способными разбухать частицами может включать в себя, например, закачивание выбранного флюида в кольцевое пространство, помещение выбранного флюида, в резервуар, находящийся в стволе скважины и последующее освобождение флюида из резервуара или размещение способных разбухать частиц рядом со слоем цемента, чтобы избыток воды из цемента инициировал разбухание частиц. Также разбуханию частиц может способствовать получаемый скважинный флюид, такой как нефть или пластовая вода, который контактирует со способными разбухать частицами при эксплуатации скважины. В случае, когда выбранный флюид представляет собой пластовую воду, разбухание частиц может начаться только после длительного периода непрерывной добычи нефти.
В случае, когда выбранный флюид представляет собой воду из горных пород, целесообразно, чтобы способные разбухать частицы содержали матричный материал, в котором содержится соединение, растворимое в указанной пластовой воде, тем самым матричный материал, по существу, предотвращает или ограничивает удаление указанного соединения из частиц и делает возможным перемещение указанной пластовой воды в частицы посредством осмоса, для того чтобы создавать условия для разбухания частиц при перемещении указанной пластовой воды в способные разбухать частицы.
Таким образом, благодаря присутствию указанного соединения, способные разбухать частицы разбухают благодаря осмосу даже в случае высокой степени минерализации пластовой воды.
Для предотвращения или уменьшения выщелачивания указанного соединения из матричного материала предпочтительно, чтобы матричный материал, который содержится в частицах, был, по существу, непроницаем для указанного соединения или для ионов, образованных из указанного соединения.
Предпочтительно, чтобы матричный материал содержал полимерный матричный материал, например термореактивный эластомерный матричный материал или термопластичный эластомерный матричный материал.
Подходящими термореактивными эластомерными матричными материалами, способными в течение долгого времени выдерживать высокие температуры скважины, являются:
1) каучуковые материалы, которые помимо разбухания в воде также разбухают в сырой нефти, содержащейся в нефтяных скважинах, такие как этиленпропиленовый каучук (ЕРМ и ΕΡΌΜ), этиленпропилендиеновый терполимерный каучук (ЕРТ), бутилкаучук (IΙΚ), бромированный бутилкаучук (ВПК), хлорбутилкаучук (С11К), хлорированный полиэтилен (СМ/СРЕ), неопреновый каучук (СК), каучуковый сополимер бутадиена и стирола (8ВК), сульфурированный полиэтилен (С8М), этилен акрилатный каучук (ЕАМ/АЕМ), сополимер эпихлоргидрина и этиленоксида (СО, ЕСО), силиконовый каучук (УМЦ) и фторосиликоновый каучук (РУМО):
2) каучуковые материалы, которые не разбухают в сырой нефти, такие как сополимер бутадиена и акрилонитрила (нитрильный каучук, ΝΒΚ), гидрогенизированный ΝΒΚ (ΗΝΒΚ, ΕΝ8), как например, ΖΕΤΡΘΕ®, ΤΟКNΑС®, ΤΕКΒΑN®, КТК с реакционно-способными группами (К-№К), фторкаучуки (РКМ), как например, νίΤΟΝ®, ЕЬиОКЕЕ®, перфторкаучуки (РРКМ), как например, ΚΑΕΚΕΖ®, ί'ΉΕΜΚΛΖ® и тетрафторэтилен/пропилен (ΤΡΕ/Ρ), как например, ЛЕБЛ8®.
Большинство этих эластомеров могут быть сшиты более чем одним сшивающим агентом, например серой или перекисью водорода.
Помимо термореактивных (не разбухающих или разбухающих при воздействии нефти) эластомерных матричных материалов, упомянутых выше, также можно применять смеси эластомеров («эластомерные сплавы»). Несмотря на то, что существует практически неисчерпаемое количество комбинаций
- 2 011961 термопластических и термореактивных эластомеров, наиболее предпочтительными являются смеси ΕΡΌΜ/полипропилен, например, 8ΑΒΕΙΝΚ®, ЬеуаДех®, 8ап1оргеие®, смеси ΝΒΒ-полипропилен, например, ОЕОЬА8Т®, смеси ΝΒΚ/поливинилхлорид и смеси ΝΒΚ/полипропилен. Все указанные смеси склонны разбухать в сырой нефти, особенно при температурах в стволе скважины.
Примерами подходящих материалов, разбухающих при контакте с водой, являются привитой сополимер крахмала и полиакрилата, привитой сополимер поливинилового спирта и ангидрида циклической кислоты, изобутилен малеиновый ангидрид, сополимеры акриловой кислоты, сополимер винилацетата и акрилата, полимеры полиэтиленоксида, полимеры карбоксиметилцеллюлозы, привитой сополимер крахмала и полиакрилонитрила и подобные вещества и сильно разбухающие глинистые минералы, например натриевый бетонит, который содержит монтмориллонит в качестве основного ингредиента.
Предпочтительно, чтобы указанное соединение присутствовало в виде твердых частиц, заключенных в матричном материале.
Одним примером таких твердых частиц является соль, предпочтительно диссоциирующая соль, которая может быть равномерно размешана по каучуку, составляющему основу. Подходящей солью является соль, выбранная из следующей группы: ацетаты (М-СН3СОО), бикарбонаты (М-НСО3), карбонаты (М-СО3), формиаты (М-НСО2), галогениды (Мх-Ну) (Н=С1, Вг или I), гидросульфиды (Μ-Η8), гидроксиды (М-ОН), имиды (Μ-ΝΗ), нитраты (Μ-ΝΟ3), нитриды (Μ-Ν), нитриты (Μ-ΝΟ2), фосфаты (М-РО4) сульфиды (Μ-8) и сульфаты (Μ-δΟ4), где М - это металл, выбранный из группы металлов периодической таблицы элементов. Также могут применяться другие соли, в которых катион - это не металл, такой как ΝΗ4ΟΙ. Тем не менее, предпочтительными солями являются соли №01 и СаС12. Конечно, СаС12 является наиболее предпочтительной солью из-за ее двухвалентности и благодаря ее пониженной склонности к выщелачиванию из каучука, являющегося основой, что объясняется пониженной подвижностью сравнительно большого атома Са в каучуке.
Для ограничения выщелачивания соли из эластомера, целесообразно, чтобы способные разбухать частицы содержали гидрофильный полимер, содержащий полярные группы или кислорода или азота в главной цепи или боковых группах полимерного матричного материала. Эти боковые группы могут быть частично или полностью нейтрализованы. Гидрофильными полимерами указанного типа являются, например, спирты, акрилаты, метакрилаты, ацетаты, альдегиды, кетоны, сульфонаты, ангидриды, малеиновые ангидриды, нитрилы, акрилонитрилы, амины, амиды, оксиды (полиэтиленоксид), целлюлозы, включая все производные этих типов, все сополимеры, содержащие один из упомянутых выше привитых вариантов.
Целесообразно применять трехкомпонентную систему, включающую эластомер, полярный суперабсорбирующий полимер (САП) и соль, где полярный САП привит на главную цепь эластомера. Преимущество такой системы состоит в том, что частицы полярного САП способны удерживать частицы соли в матрице эластомера, уменьшая, таким образом, выщелачивание соли из эластомера. Электростатические силы притягивают полярную соль к молекулам полярного САП, которые привиты («приклеены») на основу каучука.
Предпочтительно, чтобы способные разбухать частицы были способны разбухать в воде, минерализация которой достигает 140 г/литр хлорида натрия и содержащей значительные концентрации двухвалентных ионов, такие как, по меньшей мере, 40 г/литр хлорида кальция и 8 г/литр хлорида магния, при температуре, составляющей, по меньшей мере 40°С, а более предпочтительно при температуре, находящейся в диапазоне от 100 до 150°С. Такие температуры обычны для стационарных условий в забое скважины. Переход от не разбухшего до полностью разбухшего состояния предпочтительно должен занимать период времени от нескольких часов до нескольких недель, в зависимости от материала способных разбухать частиц и флюида, используемого для инициирования разбухания частиц. Для достижения беспрепятственного размещения и оседания способных разбухать частиц целесообразно, чтобы полное разбухание занимало временной интервал в 2-3 недели. Необходимо, чтобы частицы поддерживались в разбухшем состоянии, по меньшей мере, в течение одного года.
Если необходимо, чтобы способные разбухать частицы имели увеличенный вес, например, для улучшения оседания в нижней части ствола скважины, то способные разбухать частицы могут быть снабжены ядром из материала более тяжелого по сравнению с матричным материалом. Например, может применяться ядро из стекла, песка, боксита, керамики или металла, такого как свинец, стальной дроби с добавлением висмута.
Далее изобретение будет описано более подробно на примере, со ссылками на прилагаемые чертежи, на которых фиг. 1 - вид, схематически иллюстрирующий разбухание различных каучуковых смесей, погруженных в минерализованную воду на сравнительно долгий период времени;
фиг. 2 - вид, схематически иллюстрирующий разбухание каучуковых смесей с фиг. 1 в течение сравнительно короткого периода времени;
фиг. 3 - вид, схематически иллюстрирующий разбухание каучуковой смеси, погруженной в минерализованную воду, при различных концентрациях соли, содержащейся в каучуковой смеси;
- 3 011961 фиг. 4 - вид, схематически показывающий ствол скважины, содержащий обсадную трубу и кольцевое уплотнение, расположенное между обсадной трубой и стенкой скважины;
фиг. 5 - вид, схематически показывающий ствол скважины, содержащий снабженную прорезями эксплуатационную колонну-хвостовик и гравийную набивку, расположенную между хвостовиком и стенкой скважины;
фиг. 6 - вид, схематически показывающий завершающую колонну в пластовом участке скважины;
фиг. 7 - вид, схематически в увеличенном масштабе показывающий часть завершающей колонны с фиг. 6; и фиг. 8 - вид, схематически показывающий ствол скважины, содержащий обсадную трубу и кольцевое уплотнение, расположенное на нижнем конце обсадной трубы.
На фигурах одинаковыми ссылочными позициями обозначены одинаковые элементы.
На фиг. 1 и 2 показан коэффициент разбухания (8) как функция времени для трех смесей, продаваемых КИМА®, Хогевен (Ноодстссп). Нидерланды. Указанные смеси доступны под следующим названиями:
900-70-1236, обозначена линией а';
900-70-1354, обозначена линией Ь';
900-70-1211, обозначена линией с'.
Материалом основы для этих смесей служит каучуковый матричный материал ΕΡΌΜ, выпускаемый фирмой Вауег®, Ливеркузен (Ьеуегкикеп), Германия под торговым названием Випа ЕР® ЕРТ-5459/6950, кроме того, эти смеси содержат обычные армирующие агенты, наполнители, вулканизирующие добавки и стабилизаторы.
Дополнительно:
смесь 900-70-1236 содержит частицы ЫаС1, поставляемые компанией ΑΚΖΟ, Нидерланды, под торговым названием ΜΙΟΡΟΖΟ®, указанные частицы впрессованы в матричный материал каучука, причем концентрация указанных частиц составляет 35% от веса матричного материала каучука;
смесь 900-70-1354 содержит САП (и не содержит соли); и смесь 900-70-1211 содержит соль и САП.
Из фиг. 1 и 2 ясно, что смесь 900-70-1236 характеризуется отличным коэффициентом разбухания, составляющим более 200% по объему при контакте с высокоминерализированной водой из нефтяных водоносных пластов, которая содержит значительные количества двухвалентных ионов, таких как Са2+ и Мд2+. Смесь 900-70-1354 отличается малым коэффициентом разбухания (примерно 18% по объему), а коэффициент разбухания гибридной смеси 900-70-1211 находится между коэффициентами разбухания смесей 900-70-1354 и 900-70-1236.
На фиг. 3 изображена диаграмма, показывающая коэффициент разбухания (8) смесей, полученных на основе смеси 900-70-1236, при изменяющихся концентрациях частиц ΝαΟ1 в матричном материале каучука Випа ЕР® ΕΡΤ-5459/6950. Концентрации частиц соли обозначены как:
34,8 мас.%, обозначена линией а;
26,3 мас.%, обозначена линией Ь;
41,6 мас.%, обозначена линией с;
15,1 мас.%, обозначена линией 6.
Все остальные добавки в этих смесях оставались постоянными.
Оказалось, что оптимальный коэффициент разбухания был достигнут при концентрации частиц №С1, находящейся в диапазоне 32-37 мас.% от веса матричного материала. Частицы ΝηΟ1 были впрессованы в матричный материал каучука до вулканизации каучука с использованием обычного формовочного устройства (не показано), такого как а) двухвальцовая установка, б) смеситель или в) пластикатор Гордона (Согбоп). Полный обзор таких технологий можно найти в Аегпег НоГтапп, КиЬЬег Тесйпо1оду НапбЬоок, 2-пб еб. издание (1996), Напкег/Сагбпег РиЬбсабопк, Стсшиай, Ι8ΒΝ 1-56990-145-7, Глава 5: Обработка эластомеров, «Подготовка соединения».
На фиг. 4 показана скважинная система 1, которая предназначена для добычи нефти и которая содержит ствол 2 скважины, выполненный в толще пород 3, и обсадную трубу 4, начинающуюся на поверхности и расположенную в стволе 2 скважины. Между стенкой 8 скважины и обсадной трубой 4 образовалось кольцевое пространство 6. Обсадная труба 4 снабжена центратором 10, расположенным в осевом направлении кольцевой полости 6 и предназначенным для установки обсадной трубы 4, по существу, в центре ствола 2 скважины. Центратор 10 снабжен отверстиями (не показаны), которые блокируют осевой поток частиц, но пропускают осевой поток флюида через кольцевое пространство 6. Кольцевой слой 12, сформированный способными разбухать частицами каучука, расположен в кольцевом пространстве 6, разделяя тем самым кольцеобразное пространство 6 на часть 14, находящуюся ниже кольцевого слоя 12 и часть 16, находящуюся выше кольцевого слоя 12. Способные разбухать частицы каучука изготовлены из смеси 900-70-1236, упомянутой выше.
На фиг. 5 показана скважинная система 17, которая предназначена для добычи нефти и которая содержит ствол 2 скважины, выполненный в толще породы 3, и обсадную трубу 18, начинающуюся на по
- 4 011961 верхности и расположенную в стволе 2 скважины. Эксплуатационная колонна-хвостовик 20, снабженная прорезями, расположена от нижнего конца обсадной трубы 18 до нижней секции ствола 2 скважины, сформированной в нефтесодержащиих породах. Гравийная набивка 22, сформированная из частиц песка и способных разбухать частиц, расположена в нижней секции ствола 2 скважины так, чтобы, по существу, заполнять кольцевое пространство 23 между снабженной прорезями эксплуатационной колоннойхвостовиком 20 и стенкой скважины. Частицы каучука выполнены из смеси 900-70-1236, упомянутой выше.
На фиг. 6 и 7 показан ствол 2 скважины, снабженный завершающей обсадной колонной 24, которая расположена в горизонтальном участке ствола 2 скважины, который тянется в породу, содержащую углеводороды. Горизонтальный участок ствола скважины имеет несимметричную форму ввиду наличия размытых частей ствола скважины. В дальнейшем ссылки «выше» и «ниже» по отношению к горизонтальному участку ствола скважины надо понимать как ссылки на места ствола скважины, измеренные от поверхности вдоль продольной оси ствола скважины. Завершающая обсадная колонна 24 содержит несколько участков 25 трубы без боковых отверстий и перфорированных участков 26 трубы, причем указанные участки расположены в чередующемся порядке. Участки 25 трубы без боковых отверстий расположены в заранее определенных местах ствола скважины, где ожидается выход пластовых вод в ствол скважины. Такими местами, например, являются места, где имелись утечки флюида при бурении ствола скважины из-за наличия трещин в породах, которые возможно соединены с водоносным слоем. Перфорированные участки 26 трубы расположены в тех местах ствола скважины, где должен добываться углеводородный флюид из содержащего его пласта.
На верхнем конце каждого участка 25 трубы без боковых отверстий имеется центратор 27, предназначенный для центрирования завершающей обсадной колонны 24 в стволе 2 скважины, а на нижнем конце имеется гибкая уплотнительная втулка 28, способная расширяться в стволе скважины. Гибкая уплотнительная втулка 28 имеет изогнутую форму с тем, чтобы окружать кольцевую камеру 28а, расположенную между втулкой 28 и завершающей обсадной колонной 24. Центратор 27 каждого участка трубы без боковых отверстий снабжен отверстиями (не показаны), которые способны блокировать осевой поток способных разбухать частиц, но которые пропускают осевой поток флюида через кольцевое пространство 29, выполненное между стенкой скважины и завершающей обсадной колонной 24. Нижний конец уплотнительной втулки 28 каждого участка трубы без боковых отверстий неподвижно и герметично соединен с завершающей обсадной колонной 24, а верхний конец уплотнительной втулки 28 каждого участка трубы без боковых отверстий свободно охватывает завершающую обсадную колонну 24 с тем, чтобы оставлять небольшой кольцевой зазор 30 (фиг. 7) между верхним концом уплотнительной втулки 28 и завершающей обсадной колонной 24. Каждый участок трубы 25 снабжен рядом расположенных по окружности отверстий 31, размещенных под соответствующей гибкой уплотнительной втулкой 28, причем размеры отверстий 31 достаточны для того, чтобы способные разбухать частицы могли пройти через них.
Колонна 34 гибких насосно-компрессорных труб начинается на поверхности и расположена в завершающей обсадной колонне 24, в силу чего нижний конец колонны 34 гибких насосно-компрессорных труб расположен на уровне гибкой уплотнительной втулки 28 одного из участков трубы 25 без боковых отверстий. Колонна 34 гибких насосно-компрессорных труб имеет закрытый нижний конец и снабжена рядом радиальных отверстий 36, размещенных на нижней концевой части 38 колонны 34. Дополнительно колонна 34 гибких насосно-компрессорных труб снабжена двумя манжетными уплотнениями 40, 42, которые уплотняют внутреннее пространство завершающей обсадной колонны 24, при этом манжетные уплотнения 40, 42 размещены по обеим сторонам ряда радиальных отверстий 36. Размеры радиальных отверстий 36 достаточны для того, чтобы способные разбухать частицы могли через них пройти.
На фиг. 8 показана скважинная система, которая предназначена для добычи нефти и которая содержит ствол 50 скважины, выполненный в толще породы 51. Промежуточная обсадная труба 52 начинается на поверхности и расположена в стволе 50 скважины, таким образом, кольцевое пространство 53 сформировано между обсадной трубой 52 и стенкой скважины. Нижний конец обсадной трубы 52 снабжен башмаком 54 обсадной трубы, в котором выполнены отверстия 55, размеры которых достаточны для того, чтобы способные разбухать частицы могли через них пройти. Участок нижнего конца ствола 50 скважины заполнен слоем 56 способных разбухать частиц каучука. Слой 56 расположен в кольцевом пространстве 53 на глубину, составляющую до нескольких десятков метров. Способные разбухать частицы сделаны из смеси 900-70-1236, упомянутой выше, и снабжены металлическим ядром, предназначенным для значительного увеличения веса частиц.
При нормальной эксплуатации скважинной системы, показанной на фиг. 4, обсадную трубу 4 опускают в ствол 2 скважины и подвешивают в стволе скважины на нужной глубине. На поверхности способные разбухать частицы смешивают с потоком флюида на нефтяной основе, далее указанный поток закачивают в обсадную трубу 4 и, таким образом, он течет вниз по обсадной трубе 4 и, через нижний открытый конец обсадной трубы 4, течет вверх через кольцевое пространство 6. Когда поток доходит до центратора 10, частицы каучука блокируются центратором 10, а флюид на нефтяной основе протекает наверх вдоль центратора 10. Блокированные частицы каучука уплотняются в кольцевом пространстве 6
- 5 011961 благодаря давлению, воздействующему на частицы со стороны потока флюида и направленному вверх. При необходимости обсадная труба 4 может расширяться радиально до или после размещения частиц каучука в кольцевом пространстве 6. Если обсадная труба расширяется после размещения частиц, то плотность упаковки частиц увеличивается.
После начала эксплуатации скважинной системы 1, возможно, что пластовая минерализованная вода из окружающих пород 3 поступает в ствол скважины и, таким образом, начинает контактировать с частицами каучука. Так как концентрация соли в способных разбухать частицах гораздо больше, чем концентрация соли в пластовой воде, то проникновение пластовой воды в матричный каучуковый материал происходит благодаря осмосу, таким образом, создаются условия для разбухания частиц каучука. В результате разбухшие частицы каучука плотно упаковываются и, следовательно, образуют в кольцевом пространстве 6 кольцевой уплотняющий слой. Кольцевой уплотняющий слой обеспечивает изоляцию между нижней частью 14 кольцевого пространства 6 и его верхней частью 16.
При нормальной эксплуатации скважинной системы с фиг. 5, обсадную трубу 18 и снабженную прорезями эксплуатационную колонну-хвостовик 20 фиксируют в стволе скважины, после чего обычным образом размещают гравийную набивку 22, содержащую частицы каучука. После начала эксплуатации скважинной системы, сырая нефть течет из нефтеносной породы в гравийную набивку 22 и оттуда в снабженную прорезями эксплуатационную колонну-хвостовик 20. После продолжительного периода добычи нефти из скважины пластовая минерализованная вода может попасть в ствол 2 скважины. Поток пластовой минерализованной воды через гравийную набивку 22 создает условия для разбухания частиц каучука, размещенных в гравийной набивке. После разбухания частицы каучука блокируют дальнейшее протекание пластовой воды через гравийную набивку 22 и, следовательно, предотвращают попадание пластовой воды в снабженную прорезями эксплуатационную колонну-хвостовик 20. Частицы каучука, находящиеся в части гравийной набивки, расположенной выше уровня воды, не контактируют с пластовой водой и, следовательно, не разбухают. Таким образом, разбухание не оказывает отрицательного воздействия на добычу сырой нефти через верхнюю часть гравийной набивки. Следовательно, входной поток пластовой воды в эксплуатационную колонну-хвостовик значительно уменьшается или полностью исключается.
При нормальной эксплуатации скважинной системы с фиг. 6 и 7, колонну 34 гибких насоснокомпрессорных труб опускают через завершающую обсадную колонну 24 до тех пор, пока нижняя концевая часть 38 колонны 34 гибких насосно-компрессорных труб не будет расположена на уровне гибкой уплотнительной втулки 28 самого нижнего участка 25 трубы без боковых отверстий. В этом положении манжетные уплотнения 40, 42 ограничивают кольцевое пространство 44 между колонной 34 гибких насосно-компрессорных труб и завершающей обсадной колонной 24, которая связана как с отверстиями 31 в самом нижнем участке 25 трубы без боковых отверстий, так и с радиальными отверстиями 36 колонны 34 гибких насосно-компрессорных труб. Далее поток из флюида на основе нефти и способных разбухать частиц каучука, выполненных из смеси 900-70-1236, закачивают в колонну 34 гибких насоснокомпрессорных труб. Поток флюида с частицами каучука течет от колонны 34 гибких насоснокомпрессорных труб через радиальные отверстия 36 в кольцевое пространство 44. Оттуда поток течет через отверстия 31 в кольцевую камеру 28а и далее через кольцевой зазор 30 в часть 46 кольцевого пространства 29, расположенного между центратором 27 и гибкой уплотнительной втулкой 28. Способные разбухать частицы не могут пройти через отверстия центратора 27 и, следовательно, они блокируются в указанной части 46 кольцевого пространства. Флюид на основе нефти течет дальше через отверстия центратора 27 и через оставшуюся часть кольцевого пространства 29 на поверхность. Таким образом, слой 48 постепенно заполняет всю часть 46 кольцевого пространства.
После того, как самая нижняя часть 46 кольцевого пространства полностью заполнена способными разбухать частицами, закачивание останавливают и колонну 34 гибких насосно-компрессорных труб вытягивают вверх до тех пор, пока ее нижний конец 38 не будет расположен на уровне гибкой уплотнительной втулки 28 следующего участка 25 труб без боковых отверстий. Далее аналогичным образом способные разбухать частицы закачивают в часть 46 кольцевого пространства, указанного следующего участка 25 труб без боковых отверстий. Процедуру повторяют до тех пор, пока все соответствующие части 46 кольцевого пространства, которые должны быть загерметизированы, не заполнятся способными разбухать частицами каучука. Далее колонну 34 гибких насосно-компрессорных труб извлекают из ствола 2 скважины.
Если нежелательная пластовая вода поступает в ствол 2 скважины после начала эксплуатации скважины, то она контактирует со способными разбухать частицами каучука в одной или нескольких частях 46 кольцевого пространства. Таким образом, частицы каучука разбухают и образуют герметичное уплотнение в соответствующих частях 46 кольцевого пространства. Таким образом, исключается подача поступающей в ствол 2 скважины пластовой воды на поверхность через перфорированные участки 26 труб завершающей обсадной колонны 24.
При нормальной эксплуатации скважинной системы с фиг. 8, обсадную трубу 52 опускают в ствол 50 скважины и подвешивают на такой глубине, чтобы нижний конец обсадной трубы находился на небольшом расстоянии от низа ствола скважины. На поверхности способные разбухать частицы каучука
- 6 011961 смешивают с потоком флюида на основе нефти и закачивают в обсадную трубу 52. Частицы текут в нижнюю конечную часть ствола 50 скважины, а оттуда в кольцевое пространство 53. Благодаря своему увеличенном весу частицы оседают на участке с открытым концом ствола 50 скважины и нижней части кольцевого пространства 53. Далее с помощью закачивания воды в обсадную трубу 52 создаются условия для разбухания частиц, в результате чего образуется слой разбухших частиц.
Таким образом, в кольцевом пространстве между промежуточной обсадной трубы и стенкой скважины образуется герметичное уплотнение, при этом отпадет необходимость в закачивании туда цемента. После этого ствол 50 скважины бурят дальше до возникновения необходимости спускания в ствол скважины следующей обсадной трубы, затем предыдущий этап повторяют аналогичным образом.
Claims (18)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ уплотнения пространства в стволе скважины, выполненной в толще пород, в котором закачивают в указанное пространство поток жидкости-носителя со множеством способных разбухать при контакте с выбранным флюидом частиц и создают условия для контакта выбранного флюида и способных разбухать частиц, в результате чего способные разбухать частицы разбухают и образуют в указанном пространстве слой разбухших частиц, отличающийся тем, что указанное множество способных разбухать частиц содержит частицы, которые способны разбухать при контакте с пластовой водой и включают матричный материал, с соединением, растворимым в указанной пластовой воде, при этом указанный матричный материал предотвращает или ограничивает удаление указанного соединения из способных разбухать частиц и делает возможным перемещение в них посредством осмоса указанной пластовой воды, что ведет к их разбуханию.
- 2. Способ по п.1, в котором указанное пространство представляет собой кольцевое пространство, ограниченное цилиндрическим элементом, расположенным в стволе скважины, и стенкой, расположенной вокруг цилиндрического элемента.
- 3. Способ по п.2, в котором цилиндрический элемент представляет собой эксплуатационную трубу, предназначенную для транспортировки пластового флюида на поверхность, и указанная стенка представляет собой ствол скважины или обсадную трубу ствола скважины.
- 4. Способ по п.2, в котором цилиндрический элемент представляет собой обсадную трубу ствола скважины, а указанная стенка является стенкой ствола скважины или другой обсадной трубой ствола скважины.
- 5. Способ по п.4, в котором в кольцевое пространство закачивают способные разбухать частицы, предварительно замешанные в поток цемента.
- 6. Способ по п.4, в котором в кольцевое пространство способные разбухать частицы закачивают до или после закачивания потока цемента.
- 7. Способ по п.3, в котором указанная стенка представляет собой стенку скважины, а эксплуатационная труба имеет входное отверстие для пластового флюида и способные разбухать частицы закачивают между указанным входным отверстием и стенкой скважины.
- 8. Способ по п.7, в котором кольцевое пространство содержит слой не способных разбухать частиц, образующих гравийную набивку, и способные разбухать частицы закачивают в указанную гравийную набивку.
- 9. Способ по любому из пп.1-8, в котором указанное множество способных разбухать частиц содержит, по меньшей мере, первую группу частиц, способных разбухать при контакте с углеводородным флюидом, и вторую группу частиц, способных разбухать при контакте с водой.
- 10. Способ по п.1, в котором указанный матричный материал, по существу, непроницаем для указанного соединения или для ионов, образованных из указанного соединения.
- 11. Способ по п.10, в котором указанный матричный материал содержит эластомерный матричный материал.
- 12. Способ по п.11, в котором эластомерный матричный материал содержит каучук, выбранный из ряда: каучук на основе ΝΒΚ, ΗΝΒΚ, ΧΝΒΚ, БКМ, ББКМ, ТЕЕ/Р или ΕΡΌΜ.
- 13. Способ по любому из пп.11 и 12, в котором способные разбухать частицы получают примешиванием соединения в массу материала, образующего эластомер, с последующей вулканизацией материала, образующего эластомер, с целью образования указанного эластомерного матричного материала.
- 14. Способ по любому из пп.10-13, в котором соединение присутствует в матричном материале в форме множества частиц соединения, диспергированных по матричному материалу.
- 15. Способ по п.14, в котором частицы соединения заключены в матричный материал.
- 16. Способ по любому из пп.10-15, в котором указанное соединение содержит соль, например диссоциирующую соль.
- 17. Способ по п.16, в котором соль выбирают из следующей группы: ацетаты (М-СН3СОО), бикарбонаты (М-НСО3), карбонаты (М-СО3), формиаты (М-НСО2), галогениды (Μχ-Ην) (Н=С1, Вг или I), гидросульфиды (М-Н8), гидроксиды (М-ОН), имиды (Μ-ΝΗ), нитраты (Μ-ΝΟ3), нитриды (М-Ν), нитриты (Μ-ΝΟ2), фосфаты (М-РО4), сульфиды (М-8) и сульфаты (М-8О4), где М - это металл, выбранный из- 7 011961 группы металлов Периодической таблицы элементов.
- 18. Способ по любому из пп.16 и 17, в котором каждая способная разбухать частица содержит по меньшей мере 20 мас.% соли относительно общего веса матричного материала и соли, а предпочтительно содержит по меньшей мере 35 мас.% соли относительно общего веса матричного материала и соли.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EP04105894 | 2004-11-18 | ||
| PCT/EP2005/056057 WO2006053896A1 (en) | 2004-11-18 | 2005-11-18 | Method of sealing an annular space in a wellbore |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200701064A1 EA200701064A1 (ru) | 2007-10-26 |
| EA011961B1 true EA011961B1 (ru) | 2009-06-30 |
Family
ID=34929887
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200701064A EA011961B1 (ru) | 2004-11-18 | 2005-11-18 | Способ уплотнения кольцевого пространства ствола скважины |
Country Status (12)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7578347B2 (ru) |
| CN (1) | CN101061291B (ru) |
| AR (1) | AR052796A1 (ru) |
| AU (1) | AU2005305801B2 (ru) |
| BR (1) | BRPI0517788A (ru) |
| CA (1) | CA2585498C (ru) |
| EA (1) | EA011961B1 (ru) |
| EG (1) | EG25117A (ru) |
| GB (1) | GB2435764B (ru) |
| MY (1) | MY143661A (ru) |
| NO (1) | NO339839B1 (ru) |
| WO (1) | WO2006053896A1 (ru) |
Families Citing this family (92)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| AU2004260885B2 (en) | 2003-07-29 | 2007-11-08 | Swellfix Uk Limited | System for sealing a space in a wellbore |
| US7607482B2 (en) | 2005-09-09 | 2009-10-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Settable compositions comprising cement kiln dust and swellable particles |
| US7341106B2 (en) * | 2005-07-21 | 2008-03-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for wellbore strengthening and controlling fluid circulation loss |
| US7543640B2 (en) * | 2005-09-01 | 2009-06-09 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for controlling undesirable fluid incursion during hydrocarbon production |
| US7607484B2 (en) * | 2005-09-09 | 2009-10-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Foamed cement compositions comprising oil-swellable particles and methods of use |
| US7617870B1 (en) * | 2008-05-14 | 2009-11-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Extended cement compositions comprising oil-swellable particles and associated methods |
| US7717180B2 (en) | 2006-06-29 | 2010-05-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Swellable elastomers and associated methods |
| GB2444060B (en) * | 2006-11-21 | 2008-12-17 | Swelltec Ltd | Downhole apparatus and method |
| WO2008062187A1 (en) | 2006-11-21 | 2008-05-29 | Swelltec Limited | Downhole apparatus and method |
| GB2459820B (en) * | 2007-03-28 | 2011-11-23 | Shell Int Research | Wellbore system and method of completing a wellbore |
| US9199879B2 (en) | 2007-05-10 | 2015-12-01 | Halliburton Energy Serives, Inc. | Well treatment compositions and methods utilizing nano-particles |
| US8685903B2 (en) | 2007-05-10 | 2014-04-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Lost circulation compositions and associated methods |
| US9206344B2 (en) | 2007-05-10 | 2015-12-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sealant compositions and methods utilizing nano-particles |
| US8476203B2 (en) | 2007-05-10 | 2013-07-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions comprising sub-micron alumina and associated methods |
| US9512351B2 (en) | 2007-05-10 | 2016-12-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well treatment fluids and methods utilizing nano-particles |
| US8586512B2 (en) | 2007-05-10 | 2013-11-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions and methods utilizing nano-clay |
| US20100230104A1 (en) * | 2007-05-31 | 2010-09-16 | Noelke Rolf-Dieter | Method for completing a borehole |
| WO2008155564A1 (en) * | 2007-06-21 | 2008-12-24 | Swelltec Limited | Apparatus and method with hydrocarbon swellable and water swellable body |
| US9040468B2 (en) | 2007-07-25 | 2015-05-26 | Schlumberger Technology Corporation | Hydrolyzable particle compositions, treatment fluids and methods |
| US8490698B2 (en) | 2007-07-25 | 2013-07-23 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content methods and slurries |
| US9080440B2 (en) | 2007-07-25 | 2015-07-14 | Schlumberger Technology Corporation | Proppant pillar placement in a fracture with high solid content fluid |
| US8490699B2 (en) | 2007-07-25 | 2013-07-23 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurry methods |
| US10011763B2 (en) | 2007-07-25 | 2018-07-03 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to deliver fluids on a well site with variable solids concentration from solid slurries |
| US8276666B2 (en) | 2007-08-08 | 2012-10-02 | Halliburton Energy Services Inc. | Sealant compositions and methods of use |
| US8181708B2 (en) * | 2007-10-01 | 2012-05-22 | Baker Hughes Incorporated | Water swelling rubber compound for use in reactive packers and other downhole tools |
| US7878245B2 (en) | 2007-10-10 | 2011-02-01 | Halliburton Energy Services Inc. | Cement compositions comprising a high-density particulate elastomer and associated methods |
| GB0719973D0 (en) * | 2007-10-12 | 2007-11-21 | Lively Glenn | Downhole assembly |
| US8240377B2 (en) | 2007-11-09 | 2012-08-14 | Halliburton Energy Services Inc. | Methods of integrating analysis, auto-sealing, and swellable-packer elements for a reliable annular seal |
| CN101498202B (zh) * | 2008-01-31 | 2014-07-23 | 普拉德研究及开发股份有限公司 | 可溶胀的聚合物材料 |
| US7931092B2 (en) | 2008-02-13 | 2011-04-26 | Stowe Woodward, L.L.C. | Packer element with recesses for downwell packing system and method of its use |
| US7994257B2 (en) | 2008-02-15 | 2011-08-09 | Stowe Woodward, Llc | Downwell system with swellable packer element and composition for same |
| GB0817149D0 (en) * | 2008-09-19 | 2008-10-29 | Swellfix Bv | Downhole seal |
| US7934554B2 (en) * | 2009-02-03 | 2011-05-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions comprising a dual oil/water-swellable particle |
| US8807216B2 (en) | 2009-06-15 | 2014-08-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions comprising particulate foamed elastomers and associated methods |
| US8450391B2 (en) * | 2009-07-29 | 2013-05-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Weighted elastomers, cement compositions comprising weighted elastomers, and methods of use |
| US8623936B2 (en) | 2009-07-29 | 2014-01-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Weighted elastomers, cement compositions comprising weighted elastomers, and methods of use |
| US20110086942A1 (en) * | 2009-10-09 | 2011-04-14 | Schlumberger Technology Corporation | Reinforced elastomers |
| US9708523B2 (en) * | 2009-10-27 | 2017-07-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Swellable spacer fluids and associated methods |
| US20110220359A1 (en) * | 2010-03-10 | 2011-09-15 | Soliman Mohamed Y | Methods Relating to Modifying Flow Patterns Using In-Situ Barriers |
| US8662172B2 (en) | 2010-04-12 | 2014-03-04 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to gravel pack a well using expanding materials |
| EP2404975A1 (en) * | 2010-04-20 | 2012-01-11 | Services Pétroliers Schlumberger | Composition for well cementing comprising a compounded elastomer swelling additive |
| GB201009395D0 (en) * | 2010-06-04 | 2010-07-21 | Swelltec Ltd | Well intervention and control method and apparatus |
| US8511381B2 (en) | 2010-06-30 | 2013-08-20 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurry methods and systems |
| US20120031612A1 (en) * | 2010-08-09 | 2012-02-09 | Weatherford/Lamb, Inc. | Swellable Elastomer for Water Shut Off in Gravel Pack |
| EP2450417B1 (en) | 2010-08-17 | 2016-05-18 | Services Pétroliers Schlumberger | Self-repairing cements |
| US20120090857A1 (en) * | 2010-10-15 | 2012-04-19 | Baker Hughes Incorporated | Swellable Member, Swell Controlling Arrangement and Method of Controlling Swelling of a Swellable Member |
| EP2457974A1 (en) * | 2010-11-05 | 2012-05-30 | Services Pétroliers Schlumberger | Cement compositions and methods for well completions |
| US8607870B2 (en) | 2010-11-19 | 2013-12-17 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to create high conductivity fractures that connect hydraulic fracture networks in a well |
| WO2012089822A1 (en) | 2010-12-31 | 2012-07-05 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method and system for sealing a void in an underground wellbore |
| US8490707B2 (en) | 2011-01-11 | 2013-07-23 | Schlumberger Technology Corporation | Oilfield apparatus and method comprising swellable elastomers |
| EP2487141B1 (en) | 2011-02-11 | 2015-08-05 | Services Pétroliers Schlumberger | Self-adaptive cements |
| EP2518034B1 (en) | 2011-02-11 | 2015-01-07 | Services Pétroliers Schlumberger | Use of asphaltite-mineral particles in self-adaptive cement for cementing well bores in subterranean formations |
| BR112013029919A2 (pt) | 2011-05-20 | 2020-11-10 | M-I L.L.C | fluidos de furo de poço utilizado com elementos intumescentes |
| US9133387B2 (en) | 2011-06-06 | 2015-09-15 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to improve stability of high solid content fluid |
| WO2013070082A1 (en) | 2011-11-11 | 2013-05-16 | Ruma Products Holding B.V. | Use of swellable elastomeric polymer materials |
| US8967276B2 (en) | 2012-01-18 | 2015-03-03 | Baker Hughes Incorporated | Non-ballistic tubular perforating system and method |
| US9863228B2 (en) | 2012-03-08 | 2018-01-09 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for delivering treatment fluid |
| US9803457B2 (en) | 2012-03-08 | 2017-10-31 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for delivering treatment fluid |
| AU2013258158B2 (en) | 2012-05-08 | 2015-12-10 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method and system for sealing an annulus enclosing a tubular element |
| WO2014035369A1 (en) | 2012-08-27 | 2014-03-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Constructed annular safety valve element package |
| US20140060836A1 (en) * | 2012-09-03 | 2014-03-06 | Fatma Daou | Methods for Maintaining Zonal Isolation in A Subterranean Well |
| US9528354B2 (en) | 2012-11-14 | 2016-12-27 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole tool positioning system and method |
| CN103015946A (zh) * | 2012-12-26 | 2013-04-03 | 中煤科工集团重庆研究院 | 瓦斯抽采钻孔封孔方法 |
| US9605519B2 (en) | 2013-07-24 | 2017-03-28 | Baker Hughes Incorporated | Non-ballistic tubular perforating system and method |
| US9388335B2 (en) | 2013-07-25 | 2016-07-12 | Schlumberger Technology Corporation | Pickering emulsion treatment fluid |
| GB2518612B (en) | 2013-09-25 | 2020-07-15 | Equinor Energy As | Method of sealing a well |
| US9441455B2 (en) | 2013-09-27 | 2016-09-13 | Baker Hughes Incorporated | Cement masking system and method thereof |
| US9410398B2 (en) | 2013-09-27 | 2016-08-09 | Baker Hughes Incorporated | Downhole system having compressable and expandable member to cover port and method of displacing cement using member |
| GB2535660B (en) | 2013-10-30 | 2020-09-23 | Halliburton Energy Services Inc | Vulcanized oil and water swellable particulate composite compositions |
| NO341732B1 (no) * | 2014-02-18 | 2018-01-15 | Neodrill As | Anordning og framgangsmåte for stabilisering av et brønnhode |
| US20160002998A1 (en) * | 2014-07-02 | 2016-01-07 | Gravity Sand Control, Llc | Method of Supporting a Subterranean Conduit |
| US11187057B2 (en) * | 2015-08-05 | 2021-11-30 | Schlumberger Technology Corporation | Compositions and methods for well completions |
| RU2705638C2 (ru) * | 2015-08-05 | 2019-11-11 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Композиции и способы заканчивания скважин |
| CN106639975A (zh) * | 2017-02-13 | 2017-05-10 | 中国矿业大学 | 一种高水树脂动态补水封孔方法 |
| AU2017439376B2 (en) | 2017-11-13 | 2023-06-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Swellable metal for non-elastomeric O-rings, seal stacks, and gaskets |
| MY196884A (en) | 2018-01-29 | 2023-05-08 | Halliburton Energy Services Inc | Sealing apparatus with swellable metal |
| WO2019164499A1 (en) | 2018-02-23 | 2019-08-29 | Halliburton Energey Services, Inc. | Swellable metal for swell packer |
| AU2019429892B2 (en) | 2019-02-22 | 2024-05-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | An expanding metal sealant for use with multilateral completion systems |
| CA3138868C (en) | 2019-07-16 | 2024-03-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Composite expandable metal elements with reinforcement |
| US10913885B1 (en) | 2019-07-18 | 2021-02-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Metal that hydrates in wellbore fluid and creates an expanding cement |
| AU2019459040A1 (en) | 2019-07-31 | 2021-11-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods to monitor a metallic sealant deployed in a wellbore, methods to monitor fluid displacement, and downhole metallic sealant measurement systems |
| US10961804B1 (en) | 2019-10-16 | 2021-03-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Washout prevention element for expandable metal sealing elements |
| US11519239B2 (en) | 2019-10-29 | 2022-12-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Running lines through expandable metal sealing elements |
| US11499399B2 (en) | 2019-12-18 | 2022-11-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Pressure reducing metal elements for liner hangers |
| US11761290B2 (en) | 2019-12-18 | 2023-09-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Reactive metal sealing elements for a liner hanger |
| US11761293B2 (en) | 2020-12-14 | 2023-09-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Swellable packer assemblies, downhole packer systems, and methods to seal a wellbore |
| US11421505B2 (en) | 2020-12-16 | 2022-08-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore packer with expandable metal elements |
| US11572749B2 (en) | 2020-12-16 | 2023-02-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Non-expanding liner hanger |
| US11578498B2 (en) | 2021-04-12 | 2023-02-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Expandable metal for anchoring posts |
| US11879304B2 (en) | 2021-05-17 | 2024-01-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Reactive metal for cement assurance |
| US11808094B2 (en) | 2021-09-03 | 2023-11-07 | Saudi Arabian Oil Company | Flexi-string for washout below a casing shoe |
| US11970656B2 (en) * | 2021-10-22 | 2024-04-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | In-situ swelling polymer for wellbore barrier |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4936386A (en) * | 1989-04-10 | 1990-06-26 | American Colloid Company | Method for sealing well casings in the earth |
| GB2338500A (en) * | 1995-05-22 | 1999-12-22 | Baker Hughes Inc | Method and apparatus for sealing and transferring force in a well bore |
| US20040168804A1 (en) * | 2003-02-27 | 2004-09-02 | Reddy B. Raghava | Method of using a swelling agent to prevent a cement slurry from being lost to a subterranean formation |
| US20040194971A1 (en) * | 2001-01-26 | 2004-10-07 | Neil Thomson | Device and method to seal boreholes |
Family Cites Families (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5623993A (en) * | 1992-08-07 | 1997-04-29 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for sealing and transfering force in a wellbore |
| US6517732B1 (en) * | 1995-12-13 | 2003-02-11 | Convergenza Ag | Method of removal of air from blood |
| WO2003002227A1 (en) | 2001-06-29 | 2003-01-09 | Black Clawson Company, Inc. | High viscosity hydrocyclone for air removal |
-
2005
- 2005-11-17 MY MYPI20055391A patent/MY143661A/en unknown
- 2005-11-18 AR ARP050104853A patent/AR052796A1/es not_active Application Discontinuation
- 2005-11-18 BR BRPI0517788-0A patent/BRPI0517788A/pt not_active IP Right Cessation
- 2005-11-18 WO PCT/EP2005/056057 patent/WO2006053896A1/en active Application Filing
- 2005-11-18 EA EA200701064A patent/EA011961B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2005-11-18 AU AU2005305801A patent/AU2005305801B2/en active Active
- 2005-11-18 CA CA2585498A patent/CA2585498C/en active Active
- 2005-11-18 US US11/667,903 patent/US7578347B2/en active Active
- 2005-11-18 CN CN2005800396313A patent/CN101061291B/zh not_active Expired - Fee Related
-
2007
- 2007-04-26 GB GB0708124A patent/GB2435764B/en active Active
- 2007-05-17 EG EGNA2007000285 patent/EG25117A/xx active
- 2007-06-15 NO NO20073087A patent/NO339839B1/no unknown
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4936386A (en) * | 1989-04-10 | 1990-06-26 | American Colloid Company | Method for sealing well casings in the earth |
| GB2338500A (en) * | 1995-05-22 | 1999-12-22 | Baker Hughes Inc | Method and apparatus for sealing and transferring force in a well bore |
| US20040194971A1 (en) * | 2001-01-26 | 2004-10-07 | Neil Thomson | Device and method to seal boreholes |
| US20040168804A1 (en) * | 2003-02-27 | 2004-09-02 | Reddy B. Raghava | Method of using a swelling agent to prevent a cement slurry from being lost to a subterranean formation |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| GB0708124D0 (en) | 2007-06-06 |
| BRPI0517788A (pt) | 2008-10-21 |
| AU2005305801A1 (en) | 2006-05-26 |
| CN101061291B (zh) | 2010-09-01 |
| NO339839B1 (no) | 2017-02-06 |
| WO2006053896A1 (en) | 2006-05-26 |
| EG25117A (en) | 2011-09-14 |
| US20080135250A1 (en) | 2008-06-12 |
| GB2435764A (en) | 2007-09-05 |
| CA2585498C (en) | 2013-10-15 |
| NO20073087L (no) | 2007-06-15 |
| GB2435764B (en) | 2010-03-24 |
| AU2005305801B2 (en) | 2010-02-25 |
| EA200701064A1 (ru) | 2007-10-26 |
| CA2585498A1 (en) | 2006-05-26 |
| CN101061291A (zh) | 2007-10-24 |
| US7578347B2 (en) | 2009-08-25 |
| MY143661A (en) | 2011-06-30 |
| AR052796A1 (es) | 2007-04-04 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA011961B1 (ru) | Способ уплотнения кольцевого пространства ствола скважины | |
| US7493947B2 (en) | Water shut off method and apparatus | |
| CA3045773C (en) | Packer sealing element with non-swelling layer | |
| US20100126722A1 (en) | Wellbore system and method of completing a wellbore | |
| US7946351B2 (en) | Method and device for sealing a void incompletely filled with a cast material | |
| EA002488B1 (ru) | Способ сооружения, ремонта и/или ликвидации скважин | |
| EA008390B1 (ru) | Система изолирования пространства ствола скважины | |
| RU2578095C1 (ru) | Способ изоляции притока вод в необсаженном горизонтальном участке ствола добывающей скважины | |
| CN211230365U (zh) | 一种分时自膨胀囊袋式封隔器 | |
| US20130092401A1 (en) | Method and Flexible Bodies for Subterrain Sealing | |
| RU2299308C2 (ru) | Способ изоляции водоносных пластов | |
| NO20171264A1 (en) | Method and sealing medium for plugging of a well | |
| RU2576416C1 (ru) | Способ крепления технологических скважин подземных хранилищ газообразных и жидких углеводородов (варианты) | |
| RU2562306C1 (ru) | Способ изоляции зоны поглощения при бурении скважины | |
| RU1789662C (ru) | Способ установки цементных мостов в поглощающих скважинах | |
| RU2354804C1 (ru) | Способ ремонта скважины | |
| RU2121569C1 (ru) | Способ изоляции притока подошвенной воды в газовых скважинах в условиях аномально низких пластовых давлений | |
| US1432017A (en) | Oil-well-casing cementing shoe |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM AZ BY KG MD TJ TM |
|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): KZ RU |