EA014125B1 - Выравнивание профиля приемистости посредством материалов, реагирующих на управляющее воздействие - Google Patents

Выравнивание профиля приемистости посредством материалов, реагирующих на управляющее воздействие Download PDF

Info

Publication number
EA014125B1
EA014125B1 EA200870248A EA200870248A EA014125B1 EA 014125 B1 EA014125 B1 EA 014125B1 EA 200870248 A EA200870248 A EA 200870248A EA 200870248 A EA200870248 A EA 200870248A EA 014125 B1 EA014125 B1 EA 014125B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
polymer material
changes
control action
control
medium interacting
Prior art date
Application number
EA200870248A
Other languages
English (en)
Other versions
EA200870248A1 (ru
Inventor
Дональд Л. Йегер
Франц Д. Баннелл
Скотт Р. Клингман
Дэйвид Х. Коэ
Пин И. Хуан
Original Assignee
Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани filed Critical Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани
Publication of EA200870248A1 publication Critical patent/EA200870248A1/ru
Publication of EA014125B1 publication Critical patent/EA014125B1/ru

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/88—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
    • C09K8/887—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds containing cross-linking agents
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
    • C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/508—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
    • C09K8/5083—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds obtained by reactions only involving carbon-to-carbon unsaturated bonds
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
    • C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/508—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
    • C09K8/512—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds containing cross-linking agents
    • 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
    • C09K8/56—Compositions for consolidating loose sand or the like around wells without excessively decreasing the permeability thereof
    • C09K8/57—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/575—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/5751—Macromolecular compounds
    • 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
    • C09K8/56—Compositions for consolidating loose sand or the like around wells without excessively decreasing the permeability thereof
    • C09K8/57—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/575—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/5751—Macromolecular compounds
    • C09K8/5756—Macromolecular compounds containing cross-linking agents
    • 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
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/80—Compositions for reinforcing fractures, e.g. compositions of proppants used to keep the fractures open
    • 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
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/88—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/02—Subsoil filtering
    • E21B43/04—Gravelling of wells
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/32—Preventing gas- or water-coning phenomena, i.e. the formation of a conical column of gas or water around wells

Abstract

Предложены способ, устройство и система добывающей скважины для "выравнивания профиля приемистости" и регулирования профиля вдоль пути прохождения потока в скважине как части гравийной набивки или покрытия на скважинном инструменте. Материалы, реагирующие на управляющее воздействие, также известные как программируемые или с элементами искусственного интеллекта полимеры, которые реверсивно или не реверсивно набухают или разрушаются в присутствии управляющего воздействия, такого как изменения в концентрации текучей среды, контактирующей с материалом, реагирующим на управляющее воздействие, рН или полярности среды, контактирующей с материалом, реагирующим на управляющее воздействие, минерализации, температуры или электрического тока. Материалы, реагирующие на управляющее воздействие, могут набухать при контакте с первым управляющим воздействием и сокращаться или разрушаться при контакте со вторым управляющим воздействием, и наоборот. Изменения между профилями добычи и закачки могут быть автоматическими с практическим применением материалов, реагирующих на управляющее воздействие, и могут происходить без вмешательства пользователя.

Description

Настоящее изобретение относится в общем к управлению поступлением песка и воды и добычей углеводородов из ствола скважины. В частности, но не исключительно, изобретение относится к практическому применению материалов, реагирующих на управляющее воздействие для управления профилями добычи и нагнетания в стволах скважин, в общем известном как выравнивание профиля приемистости.
Настоящий раздел предназначен для представления различных аспектов уровня техники, которые могут связываться с примерами вариантов осуществления настоящего технологического оснащения. Считаем, что это рассмотрение облегчает создание схемы для лучшего понимания конкретных аспектов настоящего изобретения. Соответственно следует понимать, что этот раздел надлежит читать именно с таким подходом, а не обязательно как признание предшествующего уровня техники.
Добыча углеводородов, таких как нефть и газ, ведется многие годы. Для добычи этих углеводородов система добычи может использовать различные устройства, такие как устройства контроля песка, устройства регулирования расхода и другие инструменты для выполнения конкретных задач в скважине. Обычно эти устройства размещаются в стволе скважины при заканчивании с обсаженным стволом или с необсаженным стволом. При заканчиваниях с обсаженным стволом обсадная колонна размещается в стволе скважины, и в обсадной колонне выполняются перфорационные каналы в подземный пласт для создания пути прохождения потока пластовой текучей среды, такой как углеводороды, в ствол скважины. Альтернативно, при заканчивании с необсаженным стволом эксплуатационная колонна устанавливается в нужное положение в стволе скважины без обсадной колонны. Пластовые текучие среды проходят через кольцевое пространство между подземным пластом и эксплуатационной колонной для входа в эксплуатационную колонну.
Независимо от типа заканчивания добыча углеводородов из некоторых подземных пластов является проблематичной, поскольку при добыче углеводородов может иметь место поступление твердых частиц, таких как песок, а также воды. Например, некоторые подземные пласты могут включать в себя коллекторы с высокими давлениями/температурами, длинные интервалы, слабо консолидированные пласты и/или ослабленные пласты. Хотя поступление твердых частиц может контролироваться обычным технологическим оснащением контроля песка, поступление воды может представлять проблемы, которые резко увеличивают стоимость индивидуальной скважины. То есть результатом затрат на управление нежелательным поступлением воды и газа из подземного пласта может стать уменьшение числа эксплуатируемых скважин.
Например, затраты могут быть связаны с нежелательным поступлением воды и газа из некоторого подземного пласта. Эти затраты могут включать в себя прямые затраты, связанные с добычей, транспортировкой и утилизацией избыточных текучих сред, а также непрямые затраты, связанные с уменьшенным уровнем добычи и уменьшенным извлечением более желательных текучих сред, таких как углеводороды. Согласно статье 8епд111 с1 а1., 7 баррелей воды добывают на каждый баррель нефти в Соединенных Штатах, в то время как в мире добывают 3 барреля воды на каждый баррель нефти. См. статью 8егщ1и е1 а1., А 81га1еду Гог Айаскшд Ехсекк \Уа1ег Ргобисбоп, 8РЕ Регт1ап Вакт 011 аиб Сак Весоуегу СоиГегеисе, М1б1апб, Техак (Мау 2001). Годовые затраты на то, чтобы избавиться от воды, считаются составляющими 5-10 млрд долларов в Соединенных Штатах и 40 млрд долларов в мире. Также может обусловливать дополнительные потери ценности подземного пласта нежелательный газ. Например, высокий газовый фактор может привести либо к урезанной добыче нефти, либо к потере запасов. Дополнительные затраты, связанные с нежелательной добычей газа, могут включать в себя затраты на восстановление сжатого пласта или потери газа на факел. Таким образом, поступление нежелательного газа и воды из подземных пластов может ограничивать или останавливать добычу углеводородов из подземного пласта.
Аналогично, практическое применение нагнетания может испытывать различные проблемы регулирования профиля. Например, в практическом применении для поддержания давления профили нерегулируемого нагнетания могут привести к чрезмерному нагнетанию в одном интервале и недостаточному нагнетанию в другом интервале подземного пласта. Фактически, чрезмерное нагнетание может даже привести к преждевременному прорыву и нежелательному поступлению воды или газа в находящихся рядом добывающих скважинах. Дополнительно, практическое применение обработок скважин для интенсификации притока является другой проблемной областью для практического применения нагнетания. При этих мероприятиях обработки скважин используется регулирование профиля по текучим средам обработки, таким как индикаторные вещества, ингибиторы солеотложения и т.д., для эффективной обработки при некоторых скважинных условиях. Неспособность поддержания регулирования профиля может приводить к чрезмерным объемам обработки, увеличивая затраты, поскольку обработка скважины для интенсификации притока не удалась. Таким образом, нежелательное поступление воды или газа из подземных пластов может ограничивать эффективность применения нагнетания.
- 1 014125
Различные способы разработаны и используются для уменьшения притока воды, добываемой с углеводородами из подземного пласта. Такие способы в общем предусматривают закачку в пласт текучей среды, которая формирует в нем блокирующий воду материал. Например, в патенте США № 3334689 раскрывается способ контроля воды, в котором водный раствор полимеризуемого состава, содержащий моноэтилен, ненасыщенный акриловый мономер и сшивающий агент, нагнетаются в участок пласта добычи углеводородов, из которого также добывается вода. Мономер и сшивающий агент формируют стабильный сшитый гель в пласте для уменьшения водной проницаемости пласта и, тем самым, остановки или, по меньшей мере, уменьшения скорости притока воды из пласта.
В патенте США № 5358051 раскрыт другой способ борьбы с водопритоками в скважине. В этом способе гель формируют в участке с поступлением воды подземного пласта с углеводородами для уменьшения или предотвращения поступления воды из подземного пласта. Согласно этому способу самосшивающийся мономер, выбранный из оксиненасыщенных составов карбонила, полимеризуется в пласте посредством подходящего катализатора.
Другие способы, использующие различные другие агенты блокирования воды, включающие в себя сшитые гели, цементные составы и различные полимеры, используются для уменьшения поступления воды из подземных пластов, добывающих как углеводороды, так и воду. Вместе с тем, такие способы обычно только уменьшают поступление воды и не используются, пока вода не заводнила нефтяные зоны в подземном пласте. По этой причине эти другие способы не используются, пока поступление воды не становится проблемой, увеличивающей эксплуатационные расходы по сепарации и утилизации.
Патент США № 6109350 раскрывает способ борьбы с поступлением воды, уплотнением интервала твердыми частицами, имеющими покрытие из органического полимера, который набухает при контакте с водой. Набухание устраняет прохождение потока воды через уплотнение. Однако в данном патенте не раскрывается материал, который набухает под действием другого вещества, выполнение покрытия скважинных инструментов таким полимером, реверсирование процесса набухания или преднамеренное сокращение частиц для целей контроля поступления воды.
Сущность изобретения
Согласно изобретению создан способ изменения профиля потока вдоль длины скважины, включающий покрытие твердых частиц набивки по меньшей мере одним полимерным материалом, реагирующим на управляющее воздействие, набухающим или сокращающимся в объеме в результате указанного воздействия, и размещение набивки твердых частиц в пласте, пронизанном стволом скважины, или в кольцевом пространстве скважины, характеризующийся тем, что набухание полимерного материала обеспечивают действием на него первого управляющего воздействия, а сокращение объема полимерного материала обеспечивают действием на него второго управляющего воздействия, обеспечивая соответственно уменьшение или увеличение профиля потока вдоль длины скважины; при этом первое и второе управляющие воздействия осуществляют путем воздействия жидкости на водной основе на полимерный материал; воздействия жидкости не на водной основе на полимерный материал; изменения минерализации среды, взаимодействующей с полимерным материалом; изменения концентрации среды, взаимодействующей с полимерным материалом; изменения рН среды, взаимодействующей с полимерным материалом; изменения температуры среды, взаимодействующей с полимерным материалом; изменения электрического тока в среде, взаимодействующей с полимерным материалом; изменения полярности магнитного поля в среде, взаимодействующей с полимерным материалом; и любой комбинации указанных воздействий и/или изменений.
Согласно изобретению создан также способ изменения профиля потока вдоль длины законченной скважины, включающий покрытие скважинного оборудования по меньшей мере одним полимерным материалом, реагирующим на управляющее воздействие, набухающим или сокращающимся в объеме в результате указанного воздействия, и размещение скважинного оборудования с указанным покрытием в скважине, характеризующийся тем, что набухание полимерного материала обеспечивают действием на него первого управляющего воздействия, а сокращение объема полимерного материала обеспечивают действием на него второго управляющего воздействия, обеспечивая соответственно уменьшение или увеличение профиля потока вдоль длины скважины; при этом первое и второе управляющие воздействия осуществляются путем воздействия жидкости на водной основе на полимерный материал; воздействия жидкости не на водной основе на полимерный материал; изменения минерализации среды, взаимодействующей с полимерным материалом; изменения концентрации среды, взаимодействующей с полимерным материалом; изменения рН среды, взаимодействующей с полимерным материалом; изменения температуры среды, взаимодействующей с полимерным материалом; изменения электрического тока в среде, взаимодействующей с полимерным материалом; изменения полярности магнитного поля в среде, взаимодействующей с полимерным материалом; и любой комбинации указанных воздействий и/или изменений.
При осуществлении второго указанного способа можно использовать скважинное оборудование, содержащее, по меньшей мере, запорную арматуру, диафрагму, устьевую арматуру, насоснокомпрессорную трубу, обсадную колонну и фильтр, имеющие указанное покрытие.
- 2 014125
При осуществлении указанных способов набухание или сокращение в объеме полимерного материала, реагирующего на управляющее воздействие, может быть реверсивным.
При осуществлении указанных способов твердые частицы набивки могут состоять из сортированного песка или гравия или любых их комбинаций
Указанные способы могут использоваться в процессе добычи углеводородов из скважины.
При осуществлении указанных способов полимерный материал, реагирующий на управляющее воздействие, может быть по меньшей мере одним из следующих материалов: этиленпропилен, сшитый полиакриламид, полиакрилат или любая их комбинация.
Согласно изобретению создано устройство для изменения профиля потока вдоль длины законченной скважины, включающее отрезок эксплуатационной колонны насосно-компрессорной трубы, содержащий скважинное оборудование и расположенный в скважине, при этом по меньшей мере часть скважинного оборудования имеет покрытие по меньшей мере из одного полимерного материала, реагирующего на управляющее воздействие, характеризующееся тем, что полимерный материал, реагирующий на управляющее воздействие, способен набухать в объеме при действии на него первого управляющего воздействия и сокращаться в объеме при действии на него второго управляющего воздействия, обеспечивая уменьшение или увеличение профиля потока вдоль длины скважины; при этом полимерный материал способен реагировать на управляющие воздействия, осуществляемые путем воздействия жидкости на водной основе на полимерный материал; воздействия жидкости не на водной основе на полимерный материал; изменения минерализации среды, взаимодействующей с полимерным материалом; изменения концентрации среды, взаимодействующей с полимерным материалом; изменения рН среды, взаимодействующей с полимерным материалом; изменения температуры среды, взаимодействующей с полимерным материалом; изменения электрического тока в среде, взаимодействующей с полимерным материалом; изменения полярности магнитного поля в среде, взаимодействующей с полимерным материалом; и любой комбинации указанных воздействий и/или изменений.
В устройстве набухание или сокращение в объеме полимерного материала, реагирующего на управляющее воздействие, может быть реверсивным.
Скважинное оборудование может содержать, по меньшей мере, запорную арматуру, диафрагму, устьевую арматуру, насосно-компрессорную трубу, обсадную колонну и фильтр, имеющие указанное покрытие.
В устройстве полимерный материал, реагирующий на управляющее воздействие, может быть по меньшей мере одним из следующих материалов: этиленпропилен, сшитый полиакриламид, полиакрилат или любая их комбинация.
Согласно изобретению создан состав для использования в системе эксплуатационной скважины для добычи углеводорода, включающий по меньшей мере один полимерный материал, реагирующий на управляющее воздействие, предназначенный для размещения в подземном пласте, пронизанном стволом скважины, или в кольцевом пространстве скважины и способный набухать в объеме под действием первого управляющего воздействия и сокращаться в объеме под действием второго управляющего воздействия, обеспечивая уменьшение или увеличение профиля потока вдоль длины скважины; при этом состав способен реагировать на управляющие воздействия, осуществляемые путем воздействия жидкости на водной основе на полимерный материал; воздействии жидкости не на водной основе на полимерный материал; изменения минерализации среды, взаимодействующей с полимерным материалом; изменения концентрации среды, взаимодействующей с полимерным материалом; изменения рН среды, взаимодействующей с полимерным материалом; изменения температуры среды, взаимодействующей с полимерным материалом; изменения электрического тока в среде, взаимодействующей с полимерным материалом; изменения полярности магнитного поля в среде, взаимодействующей с полимерным материалом; и любой комбинации указанных воздействий и/или изменений.
В составе набухание или сокращение в объеме полимерного материала, реагирующего на управляющее воздействие, является реверсивным.
В составе полимерный материал, реагирующий на управляющее воздействие, может быть по меньшей мере одним из следующих материалов: этиленпропилен, сшитый полиакриламид, полиакрилат или любая их комбинация.
Состав может быть предназначен для покрытия твердых частиц набивки.
В составе полимерный материал, реагирующий на управляющее воздействие, может быть размещен в скважине по меньшей мере как часть набивки твердых частиц.
Согласно изобретению создано устройство для пассивного регулирования выравнивания профиля приемистости ствола скважины, включающее трубчатую деталь по меньшей мере с одной диафрагмой прохождения потока и по меньшей мере с одним полимерным материалом, покрывающим указанную диафрагму или расположенным в виде набивки твердых частиц рядом с диафрагмой, при этом полимерный материал способен набухать в объеме при действии на него первого управляющего воздействия и сокращаться в объеме при действии на него второго управляющего воздействия и реагировать на управляющие воздействия, осуществляемые путем воздействия жидкости на водной основе на полимерный материал; воздействия жидкости не на водной основе на полимерный материал; изменения минерализа
- 3 014125 ции среды, взаимодействующей с полимерным материалом; изменения концентрации среды, взаимодействующей с полимерным материалом; изменения рН среды, взаимодействующей с полимерным материалом; изменения температуры среды, взаимодействующей с полимерным материалом; изменения электрического тока в среде, взаимодействующей с полимерным материалом; изменения полярности магнитного поля в среде, взаимодействующей с полимерным материалом; и любой комбинации указанных воздействий и/или изменений, при этом указанный полимерный материал способен принимать набухшее состояние вблизи диафрагмы прохождения потока или на ней для обеспечения прохождения потока первой текучей среды, представляющей собой углеводороды, и, по существу, для ограничения прохождения потока второй текучей среды, представляющей собой воду.
В устройстве полимерный материал может быть этиленпропиленом.
Другие варианты осуществления и преимущества настоящего изобретения могут быть выявлены посредством рассмотрения приведенного ниже описания и прилагаемых чертежей.
Краткое описание чертежей
Упомянутые выше и другие преимущества настоящего изобретения могут стать очевидными после прочтения следующего подробного описания со ссылками на чертежи, на которых изображено следующее:
фиг. 1 - вариант системы добычи согласно настоящему изобретению;
фиг. 2 - гравийная набивка в открытом стволе, выполненная в нескольких зонах с поступлением воды из одного из интервалов;
фиг. ЗА и 3В - различные варианты поведения программируемого полимера при различных управляющих воздействиях;
фиг. 4 - поперечное сечение типичной секции фильтра;
фиг. 5 - практическое применение гравийной набивки в открытом стволе, в котором фильтры спускаются в чистом рассоле;
фиг. 6 - практическое применение гравийной набивки, в котором фильтры спускаются в системе текучей среды утяжеленной твердой фазой;
фиг. 7 - конфигурация добычи с кольцевым пространством фильтра/основной трубы, заполненным консолидированным гравием или расширенным полимерным материалом, чувствительным к текучей среде;
фиг. 8 - введение пробки во внутренний диаметр основной трубы для контроля профиля притока текучей среды и ограничения поступления нежелательной текучей среды из интервала ниже по потоку;
фиг. 9 - введение сдвоенной сборки пакера во внутренний диаметр основной трубы для регулирования профиля притока текучей среды и ограничения поступления нежелательных текучих сред из интервала выше по потоку;
фиг. 10 - расчетное уменьшение обводненности продукции, как функции продуктивности скважины;
фиг. 11 - сетчатый фильтр для предотвращения поступления воды;
фиг. 12 - перфорационные каналы с покрытием или диски для ограничения прохождения потока воды в трубы;
фиг. 13А и 13В - исходное состояние материала регулирования расхода в набухшей, не блокирующей конфигурации;
фиг. 14А и 14В - регулирующее состояние полимерного материала регулирования расхода в полунабухшей, частично блокирующей конфигурации и фиг. 15 А и 15В - отсекающее состояние полимерного материала регулирования расхода в сжатой, полностью блокирующей конфигурации.
Подробное описание изобретения
В следующем разделе подробного описания специфические варианты осуществления настоящего изобретения описаны в связи с его предпочтительными вариантами осуществления. Однако при том, что следующее описание является специфичным для вариантов конкретного осуществления или конкретного использования настоящего изобретения, оно является иллюстративным и просто представляет краткое описание вариантов осуществления изобретения. Соответственно изобретение не ограничивается конкретными вариантами осуществления, описанными ниже, а, напротив, включает в себя все альтернативы, модификации и эквиваленты, подпадающие под реальный объем прилагаемой формулы изобретения.
На фиг. 1 показана система 100 добычи согласно некоторым аспектам настоящего изобретения. В системе 100 добычи плавучая установка 102 добычи соединена с подводной елкой 104 фонтанной арматуры, расположенной на морском дне 106. Через эту елку 104 фонтанной арматуры с плавучей установки 102 добычи осуществляется доступ к одному или нескольким подземным пластам, таким как подземный пласт 107, который может включать в себя многочисленные интервалы или зоны 108а-108п добычи, имеющие углеводороды, такие как нефть или газ. Устройства, такие как устройства 138а-138п контроля песка, могут успешно использоваться для повышения добычи углеводородов из интервалов 108а-108п добычи. Вместе с тем, следует отметить, что система 100 добычи показана в качестве примера и настоящее изобретение может быть применимым в добыче или нагнетании текучих сред с любой подводной платформы или наземной площадки.
- 4 014125
Плавучая установка 102 добычи может иметь возможность мониторинга и добычи углеводородов из интервалов 108а-108п добычи подземного пласта 107. Плавучая установка 102 добычи может быть судном с возможностью управления добычей текучих сред, таких как углеводороды, из подводных скважин. Эти текучие среды могут храниться на плавучей установке 102 добычи и/или подаваться на танкеры (не показано). Для обеспечения доступа к интервалам 108а-108п добычи плавучая установка 102 добычи соединена с елкой 104 фонтанной арматуры и регулирующей задвижкой 110 посредством гибкого шлангокабеля 112 управления. Гибкий шлангокабель 112 управления может включать в себя эксплуатационную насосно-компрессорную трубу для подачи углеводородов от елки 104 фонтанной арматуры плавучей установки 102 добычи, трубы управления для гидравлических или электрических устройств и кабели управления для связи с другими устройствами в стволе 114 скважины.
Для обеспечения доступа к интервалам 108а-108п добычи ствол 114 скважины проходит морское дно 106 на глубину, на которой стыкуется с интервалами 108а-108п добычи на разных глубинах в стволе 114 скважины. Как может быть ясно, интервалы 108а-108п добычи могут включать в себя различные слои или интервалы породы, которые могут содержать или не содержать углеводороды и могут именоваться зонами. Морская донная елка 104 фонтанной арматуры, которая установлена на устье ствола 114 скважины на морском дне 106, создает стыковочный узел между устройствами в стволе 114 скважины и плавучей установкой 102 добычи. Соответственно морская донная елка 104 фонтанной арматуры может соединяться с эксплуатационной колонной 128 насосно-компрессорной трубы для создания путей прохождения текучей среды и кабеля управления (не показан) для обеспечения каналов сообщения, которые могут стыковаться с гибким шлангокабелем 112 управления на морской донной елке 104 фонтанной арматуры.
В стволе 114 скважины система 100 добычи может также включать в себя различное оборудование для создания доступа к интервалам 108а-108п добычи. Например, кондуктор 124 может устанавливаться от морского дна 106 до места с конкретной глубиной под морским дном 106. Внутри кондуктора 124 может устанавливаться промежуточная или эксплуатационная обсадная колонна 126, которая может проходить вниз до глубины около интервала 108 добычи и может использоваться для обеспечения крепления стенок ствола 114 скважины. Кондуктор 124 и обсадная колонна 126 могут цементироваться неподвижно в стволе 114 скважины для дополнительной стабилизации ствола 114 скважины. Внутри кондуктора 124 и обсадной колонны 126 может устанавливаться эксплуатационная насосно-компрессорная колонна 128 для создания пути прохождения через ствол 114 скважины потока углеводородов и других текучих сред. На этом пути прохождения потока может использоваться подземная предохранительная задвижка 132 для блокировки пути прохождения потока текучих сред из насосно-компрессорной колонны 128 в случае разрушения или обрыва над подземной предохранительной задвижкой 132. Дополнительно, пакеры 134а134п могут использоваться для изоляции специфических зон в кольцевом пространстве ствола скважины друг от друга. Пакеры 134а-134п могут включать в себя внешние пакеры для обсадной колонны, такие как §^ЕЬЬРЛСКЕК™ (ЕахуХУеИ δοϊιιΐίοπχ) и МРА8 РАСКЕР® (Вакег Θίΐ Τοοίκ), или любые другие подходящие пакеры для необсаженного или обсаженного ствола скважины в зависимости от ситуации.
Кроме упомянутого выше оборудования, другие устройства или инструменты, такие как устройства 138а-138п контроля песка, могут использоваться для управления прохождением потока частиц в насоснокомпрессорной колонне 128. Устройства 138а-138п контроля песка, которые в этом документе могут именоваться устройствами 138 контроля песка, могут включать в себя щелевые хвостовики, автономные противопесчаные фильтры, фильтры с заранее выполненной набивкой, фильтры с проволочной набивкой, мембранные фильтры, расширяющиеся фильтры и/или фильтры из проволочной сетки. В качестве примера устройства 138 контроля песка в этом документе описываются, как представляющие собой щелевую основную трубу с фильтром с проволочной навивкой. Также вокруг устройств 138 контроля песка могут размещаться гравийные набивки 140а-140п, такие как набивка из природного песка или из проппанта гидроразрыва пласта для создания дополнительного механизма управления прохождением потока частиц в насосно-компрессорную колонну 128. Устройства 138 контроля песка и гравийные набивки 140а-140п могут использоваться для управления прохождением потока углеводородов из интервалов 108 добычи в насосно-компрессорную колонну 128.
Системы гравийной набивки, использующие внешние пакеры, имеются в наличии у разных поставщиков, включая в себя Вакег и 8сЫитЬетдет. Например, Вакег ВЕТА ВРЕЛКЕР 8Υ8ΤΕΜ® используется для гравийных набивок в необсаженном стволе и использует заполнение гравием вокруг фильтра с точно размещенными пропусками, в которых затем расширяются пакеры внешней обсадки. Также 8сЫитЬетдет ΜΖ РАСКЕР®, например, используется с технологией альтернативного пути для создания изоляции интервала при заканчивании с гравийной набивкой в обсаженном стволе.
Поскольку существует много различных причин, вызывающих избыточное поступление воды, обычно идентифицируют природу избыточного поступления воды и используют различные материалы/способы, используемые для обработки при избыточном поступлении воды. В общем способы, используемые для решения проблемы избыточного поступления воды, могут разделяться на химические и механические. Например, один механический способ может включать в себя механическую изоляцию,
- 5 014125 использующую мостовые пробки, сдвоенные пакеры, накладки на насосно-компрессорной трубе, цементные пробки и т.п. Химические способы обычно предусматривают обработку гелем. Гели в обработке гелем в общем формируются химически сшивающими органическими полимерами, растворимыми в воде. Настоящее технологическое оснащение может работать в различных вариантах практического применения, таких как нежелательные поступления газа или воды и газа из множества интервалов, и аналогичных ситуаций. Пример обычной гравийной набивки в открытом стволе для поступления воды подробно показан на фиг. 2.
На фиг. 2 показан профиль 200 заканчивания с гравийной набивкой в открытом стволе, в нескольких зонах с поступлением воды из одного из интервалов 205-207. Обычно используется проницаемость вдоль первого пути 214 прохождения потока во время установки гравийной набивки для обеспечения эффективной укладки гравийных набивок 140а-140с. Вместе с тем, при стандартных фильтрах 202-204 попытки изоляции прохождения потока из интервала поступления воды, такого как интервал 206 с внутренним тампоном 208, могут лишь незначительно сократить прохождения потока. Например, вследствие давления в основной трубе прохождение потока отклоняется от первого пути 214 прохождения потока на второй путь 216 через кольцевое пространство за пределами фильтра 203 вокруг затампонированной секции и к низу следующей секции фильтра 204. Прохождение потока незначительно препятствуется, поскольку кольцевое пространство между фильтром 202-204 и основной трубой 210-212 создает второй путь 216 прохождения потока через ствол скважины. То есть второй путь 216 прохождения потока может использоваться, поскольку перепад давления во втором пути 216 прохождения потока незначителен и прохождение потока вдоль пути не ограничивается. По этой причине ограничение или ликвидация этого второго, неограниченного пути прохождения потока эффективно решается настоящим изобретением.
Соответственно некоторые варианты осуществления настоящего изобретения описывают использование по меньшей мере одного полимерного материала, реагирующего на управляющее воздействие для изменения профиля добычи или нагнетания вдоль длины освоенного интервала. Хотя место и форма реагирующего на управляющее воздействие полимерного материала могут изменяться для конкретной конфигурации скважины и типа желаемого выравнивания профиля приемистости (газ, вода, нефть, кислоты, эмульсии и/или другие обрабатывающие текучие среды), каждое практическое применение делается возможным благодаря изменению падения давления вдоль пути прохождения потока через увеличение (набухание) или уменьшение (усадка) объема полимера в материале через присутствие управляющего воздействия, такого как изменения концентрации рН среды, в контакте с которой находится материал, реагирующий на управляющее воздействие, минерализации или температуры; изменения электрического тока; изменения полярности материала, с которым контактирует реагирующий на управляющее воздействие материал; и любых их комбинаций. Дополнительно, материалы, реагирующие на управляющее воздействие, такие как полимерные материалы, могут включать в себя сшитый полиакриламид или полиакрилат (обычно именуемые абсорбирующими воду полимерами или гидрогелями). Также материалы, реагирующие на управляющее воздействие, могут включать в себя различные частицы твердой фазы, используемые для материалов, реагирующих на управляющие воздействия, одними предпочтительными частицами твердой фазы может быть сортированный песок.
Полимерные материалы, реагирующие на управляющее воздействие, могут принимать многие общие формы, включающие в себя следующее: частицы, покрытия частиц, составные части оборудования, покрытия оборудования, части запорной арматуры, покрытия запорной арматуры, покрытия диафрагм, покрытия устьевой арматуры, насосно-компрессорной трубы, обсадной колонны, фильтра и устройств выравнивания притока, волокна и/или волоконные покрытия. Полимерные материалы, реагирующие на управляющее воздействие, в любой из этих форм могут реверсивно и/или не реверсивно набухать или сокращаться под воздействием следующих изменений: концентрации воды, концентрации углеводорода, рН, минерализации, температуры; изменений электротока; изменений магнитной полярности среды, в контакте с которой находится полимерный материал, реагирующий на управляющее воздействие. Более глубокое объяснение некоторых режимов и типов материалов, раскрываемых здесь, включает в себя статья 6ЕЬ§ автора Тоуо1сЫ Тапака в ЗаепЦПс Ашепсап, νοί. 244, р. 124-138 (1981), включенная в настоящее описание путем ссылки.
Например, на фиг. ЗА и 3В программируемый полимер показан в различных конфигурациях. На фиг. ЗА программируемый полимер 302 показан в сжатой или первой конфигурации 304 и в расширенной или второй конфигурации 306 после введения управляющего воздействия. Управляющее воздействие может включать в себя изменение температуры, состава растворителя, рН, ионов, электрического поля, ультрафиолетового света и молекул или химикатов, реагирующих на свет, и любых их комбинаций. Пример такого перехода для температуры можно увидеть на графике 310 фиг. 3В. График 310 включает в себя кривую 312 зависимости, которая дает изменения в программируемом полимере 302 по оси 314 объема и оси 316 температуры. Как показано на кривой 312 зависимости, программируемый полимер 302 имеет расширенную конфигурацию 306 при низких температурах с незначительными изменениями объема по мере роста температуры. Вместе с тем, при температуре Тперехода объем программируемого полимера 302 уменьшается к сжатой конфигурации 304. За температурой Тперехода объем программируемого полимера 302 продолжает плавно уменьшаться по кривой 312 зависимости с увеличением
- 6 014125 температуры. Этот тип объемного изменения может также иметь место при других управляющих воздействиях, таких как изменение минерализации, рН, электротока или магнитной полярности среды, контактирующей с полимерным материалом, реагирующим на управляющее воздействие.
В некоторых аспектах настоящего изобретения различная реакция материалов, реагирующих на управляющее воздействие, таких как программируемый полимер 302, может использоваться для улучшения работы скважины. Например, составные части, выполненные с возможностью набухания под различными управляющими воздействиями, обычно замедляют (уменьшают) расход посредством увеличения падения давления вдоль пути прохождения потока посредством уменьшения площади поперечного сечения, имеющегося для прохождения потока. В частности, отсечка воды может практически применяться в настоящем изобретении. При практическом применении отсечки воды, когда имеется воздействие воды при некоторых условиях, набивки из частиц, содержащие набухающие под действием воды (реагирующие на управляющее воздействие) частицы или твердые частицы с покрытием, набухают и уменьшают расход через набивки частиц. Это может быть применимо к следующему: гравийным набивкам, набивкам проппантом гидроразрыва пласта, фильтрам с заранее выполненной набивкой и другим набивкам твердыми частицами. В других вариантах практического применения под воздействием воды при некоторых условиях механические устройства с диафрагменными составными частями, сконструированными из полимеров, реагирующих на управляющее воздействие, или с покрытием из таких полимеров набухают и уменьшают площадь критического сечения для прохождения потока (эффект набухание с закрытием) и тем самым уменьшают расход через устройство. Это применимо в различных устройствах, таких как регуляторы притока, щели щелевого хвостовика (посредством покрытия поверхности щели), заранее проперфорированные фильтры (посредством покрытия поверхности перфорационных каналов), и других устройствах ограничения потока.
В другом практическом применении гель или текучая среда-носитель, содержащая фракцию полимера, реагирующего на управляющее воздействие, может нагнетаться и входить в зону поступления воды, полимерный материал набухает, перекрывает протечки/каналы/устья пор и эффективно уменьшает проницаемость зон поступления воды. Эта практика может применяться в следующих ситуациях: протечки обсадной колонны с ограничением расхода, затрубные перетоки с ограничением расхода, подход двумерного конуса обводнения к скважине через гидроразрыв из водоносного коллектора, система природного гидроразрыва, приводящая к образованию водоносного коллектора, единичный разрыв, вызывающий каналообразование между скважинами, заканчивание с необсаженным стволом или с обсаженным стволом с контролем песка.
В качестве примера данного функционального назначения один вариант осуществления настоящего изобретения уменьшает нежелательные текучие среды (газ/вода) в практическом применении добычи, модифицирует профили нагнетания для улучшенного поддержания давления и эффективность охвата в поддержании давления и практическом применении заводнения и отклоняет обработки для улучшенной эффективности обработки в практических применениях химической обработки.
Компоненты, разработанные для сокращения, когда подвергаются различным управляющим воздействиям, могут улучшать (увеличивать) расход, создавая большую площадь поперечного сечения (соответственно с меньшим падением давления), или замедлять (уменьшать) расход, приобретая свободу перемещения после уменьшения в размере и изменения положения (по существу, вдоль направления потока) на месте, при этом меньший размер более эффективно блокирует прохождение потока через диафрагму (запорную арматуру, паровое отверстие, канал, седло клапана). Набухание/сокращение полимеров может быть автоматическим или пассивным, поскольку набухание/сокращение может регулироваться равновесным процессом, который может зависеть от местной концентрации воды. Эти системы реагируют на изменения в среде в режиме реального времени, создавая динамические и автоматические изменения профиля для прохождения потока текучей среды. Это зависит от положения, поскольку набухание регулируется местной средой и любые объемные изменения происходят в областях, в которых среда претерпела достаточные изменения. Это имеет возможность реверсирования, поскольку, если условие возвращается назад от запуска среды, процессы набухания/сокращения реверсируются, восстанавливая исходные условия прохождения потока. Набухание или сокращение может также реверсироваться введением второго управляющего воздействия в среду, которое реверсирует процесс набухания или сокращения. Введение может быть результатом вмешательства оператора или изменения среды в стволе скважины.
Например, на фиг. 4 показано поперечное сечение типичной секции фильтра, которое может быть поперечным сечением одного из устройств 138а-138п контроля песка. В одном варианте осуществления способа кольцевые области 408 прохождения потока между основной трубой 402, фильтром 404 и несущими ребрами 406 заполнены ограничивающим прохождение потока (реагирующим на управляющее воздействие) материалом. Материал, ограничивающий прохождение потока, может включать в себя любой из нескольких существующих материалов, предназначенных для ограничения или перекрывания прохождения потока в кольцевой области 408 прохождения потока. Поскольку имеется разнообразное технологическое оснащение гравийной набивки, предпочтительный вариант материала для нее может задаваться в соответствии с практическим применением. Возможные материалы включают в себя консолидированный песок и реагирующие на управляющее воздействие текучей среды эластомеры, выпол
- 7 014125 ненные с возможностью набухания после контакта с нежелательной текучей средой, и полимерные гели, реагирующие на управляющее воздействие воды/газа.
Набухающие материалы, чувствительные к текучей среде, могут использоваться в практических применениях, где фильтры спускают в системах бурового раствора или в системах рассола, химия которых может меняться для существенного отличия от пластовой воды. При спуске фильтров и закачке гравия материал может оставаться в не расширенном состоянии, обеспечивая достаточную площадь прохождения потока для размещения гравийной набивки. После заполнения фильтра, воздействия заданной текучей среды в течение достаточного времени материал расширяется для блокировки кольцевого пространства. С появлением нежелательных текучих сред пробки и сдвоенные пакеры могут крепиться во внутреннем диаметре основной трубы, обусловливая прохождения потока через кольцевую область 408 прохождения потока с набивкой.
Песок консолидированной гравийной набивки может использоваться для ограничения прохождения потока при заполнении фильтра гравием в системах чистого рассола, где реакция полимера на воздействие нежелательной текучей среды и систем рассола не может быть спроектирована так, чтобы достаточно отличаться (через изменение рН среды, в контакте с которой находится материал, реагирующий на управляющее воздействие, минерализации, ингибиторов или другого). При поступлении нежелательных текучих сред пробки и сдвоенные пакеры могут крепиться во внутреннем диаметре основной трубы, обусловливая прохождение потока через кольцевую область 408 прохождения потока с набивкой.
Несколько предпочтительных вариантов осуществления описаны для примера различных практических применений, таких как отсечка воды или газа в заканчивании с контролем песка посредством проекта заканчивания частиц, реагирующих на управляющее воздействие, отсечки воды или газа посредством схемы заканчивания скважины, покрытий, реагирующих на управляющее воздействие, отсечки воды посредством нагнетания текучей среды и отсечки воды или газа посредством схемы заканчивания скважины: устройства регулирования притока. Соответственно варианты осуществления, более подробно рассмотренные ниже, являются чисто иллюстративными вариантами осуществления настоящего изобретения для различных практических применений.
Отсечка воды или газа в заканчивании с контролем песка через схему заканчивания скважины: частицы, реагирующие на управляющее воздействие.
В этих примерах проявление воды или газа ожидается во время работы скважины до установки оборудования заканчивания. По этой причине этот вариант осуществления может использоваться для набивки из природного песка, типов заканчивания с гравийным фильтром в необсаженном стволе и с гравийным фильтром в обсаженном стволе.
Пример 1.
Данный вариант осуществления изобретения основан на концепции отклонения потока от нормального радиального прохождения (от песчаной поверхности, через гравийную набивку, через фильтр), где падения давления незначительны, к ограниченному линейному пути через кольцевое пространство за пределами фильтра, где падения давления более значительны, что может быть дополнительно объяснено со ссылкой на фиг. 7. Данный вариант осуществления влечет за собой способ изоляции путей как в песчаной поверхности или кольцевом пространстве между фильтром гравийной набивки и обсадной колонной, так и в кольцевом пространстве между фильтром гравийной набивки и основной трубой. Блокировка любого из этих кольцевых пространств предоставляет возможность регулирования профиля добычи (или нагнетания) с использованием пробки и/или сдвоенных пакеров во внутреннем диаметре основной трубы. Настоящий способ блокирования пути включает в себя заполнение пространств консолидированными песчаными композитами (содержащими некоторую фракцию шариков полимера, реагирующего на управляющее воздействие или гравий с покрытием полимером, реагирующим на управляющее воздействие) или других чувствительных к текучей среде (углеводород или вода) материалов, выполненных с возможностью набухания и тампонирования пространства при контакте с соответствующей текучей средой/газом.
Пример 2.
Альтернативный вариант осуществления включает в себя закачку набивки из твердых частиц, первая порция которой содержит частицы с покрытием из полимера, набухающего в присутствии пластовой воды, и вторая порция которой содержит частицы с покрытием из полимера, сокращающегося при контакте с сырой нефтью. Эта гравийная набивка двойного действия может улучшать проницаемость в областях в стволе скважины с поступлением воды.
Вариант осуществления, описанный в примерах 1 и 2, может использоваться при любом практическом применении гравийной набивки с плотной набивкой гравия и с гравийной набивкой, по существу, не имеющей пустот. Ликвидация пустот в гравийной набивке или добавление частиц, реагирующих на управляющее воздействие, которые набухают в присутствии воды и ликвидируют не ограниченные кольцевые пути прохождения потока, обеспечивая принуждение к прохождению потока через гравийные набивки низкой проницаемости. Расход затем регулируется длиной пути прохождения потока, проницаемостью гравийной набивки и площадью поперечного сечения потока. Практические применения гравийной набивки в обсаженном стволе и в необсаженном стволе, использующие любые шунтирующие
- 8 014125 трубы альтернативного пути или технологию набивки с использованием проппанта гидроразрыва пласта, обеспечивают наилучшую гарантию получения плотной гравийной набивки, не имеющей пустот. Больше примеров, дополнительно описывающих такие практические применения, показаны на фиг. 5-9.
1. Конфигурация установки - практические применения гравийной набивки с устройством контроля песка с фильтрами, спускаемыми в очищенном рассоле.
На фиг. 5 показан вариант осуществления гравийной набивки в открытом стволе, где устройства контроля песка спускаются в очищенном рассоле. В этом варианте осуществления используют в кольцевом пространстве 506 фильтра/основной трубы, сформированном в устройстве 138Ь, заранее выполненную набивку из консолидированного гравия, такого как консолидированный песок 510. Устройства 138а138с контроля песка, каждое из которых включает в себя песчаный фильтр 502а-502с и основную трубу 504а-504с, спускают в ствол 114 скважины с очищенным рассолом обычным способом. Каждое из устройств 138а-138с контроля песка связывается с различными интервалами 108а-108с, такими как интервалы 108а и 108с добычи и непродуктивные интервалы 108Ь. Процесс укладки гравия, гравийную суспензию, которая может включать в себя текучую среду-носитель и гравий 508, закачивают в кольцевое пространство 512 между стволом 114 скважины и фильтрами 502а-502с. Текучая среда-носитель в гравийной суспензии просачивается в пласт или проходит через фильтры 502а-502с и возвращается на поверхность, в то время как гравий 508 набивается на фильтры 502а-502с для формирования гравийных набивок 140а-140с. Для ограничения альтернативного пути прохождения потока устройство 138Ь контроля песка имеет выполненную заранее набивку консолидированного песка 510 между фильтром 502Ь и основной трубой 504Ь. В этой конфигурации набивка консолидированного песка 510 в устройстве 138Ь контроля песка может увеличивать давление прокачки в сравнении с другими обычными устройствами контроля. Также во время процесса установки увеличения давления вокруг секции с выполненной заранее набивкой консолидированного песка 510 являются незначительными, поскольку радиальная область прохождения потока является значительной, а радиальная толщина является незначительной, составляя, например, доли дюйма.
2. Конфигурация установки - практические применения гравийной набивки с устройствами контроля песка с фильтрами, спускаемыми в буровых растворах, содержащих большое количество твердой фазы.
На фиг. 6 показан вариант осуществления гравийной набивки в открытом стволе, где устройства контроля песка спускают в утяжеленной твердой фазой системе текучей среды, такой как буровой раствор на нефтяной основе. В этом варианте осуществления, который может включать в себя различные составные части, показанные на фиг. 5, настоящее изобретение используется в кольцевом пространстве фильтра/основной трубы устройства 138Ь контроля песка с выполненной заранее набивкой чувствительного к текучей среде материала 602 в нерасширенном состоянии. После установки чувствительный к текучей среде материал 602, который может являться материалом, реагирующим на управляющее воздействие, находится в нерасширенном состоянии, обеспечивающем неограниченный путь прохождения потока во время укладки гравия. Соответственно во время укладки гравия гравий 510 в составе текучей среды-носителя гравия закачивается в кольцевое пространство, сформированное между стволом 114 скважины и фильтрами 502а-502с, для формирования гравийных набивок 140а-140с. Текучая среданоситель гравия входит в интервалы 108а-108с или проходит через фильтры 502а-502с и возвращается на поверхность, закладывая дегидратированный гравий плотно в фильтры 502а-502с. Следом за укладкой гравия чувствительный к текучей среде материал 602 набухает в контакте с нежелательной текучей средой, такой как вода, для заполнения и закупоривания кольцевого пространства 506 между фильтром 502Ь и основной трубой 504Ь. Таким образом, чувствительный к текучей среде материал 602 может использоваться для создания пути для сообщения текучей средой, пока при управляющем воздействии, таком как контакт нежелательной текучей среды с чувствительным к текучей среде материалом 602, материал 602 набухает, тем самым, по меньшей мере, частично замедляя прохождение потока через кольцевое пространство 506.
3. Конфигурация добычи - с ограничением кольцевого пространства фильтра/основной трубы - не ограниченным внутренним диаметром.
На фиг. 7 показана конфигурация добычи с кольцевым пространством 506 фильтра/основной трубы с набивкой материалом 702, реагирующим на управляющее воздействие, который может быть консолидированным песком 510, показанным на фиг. 5, или чувствительным к текучей среде материалом 602 в расширенном состоянии. Соответственно показанное на этой фигуре может быть лучше всего понятным при совместном рассмотрении с фиг. 5 и 6. В этом варианте осуществления сопротивление прохождению потока через материал 702, реагирующий на управляющее воздействие, увеличивается, поскольку кольцевое пространство между фильтром 502Ь и основной трубой 504Ь закупоривается (т.е. материал 702, реагирующий на управляющее воздействие, расширяется для блокирования прохождения потока в основную трубу 504Ь). Соответственно пути 704 и 706 прохождения потока текучей среды в интервалах 108а и 108с продолжаются в соответствующие основные трубы 504а и 504с. Вместе с тем, путь 708 текучей среды в интервале 108Ь добычи проходит вдоль оси ствола 114 скважины, пока не достигнет другого устройства 138а или 138с контроля песка. Этот путь 708 может быть ограничен, поскольку перепад давления вдоль пути 708 прохождения потока может быть достаточно большим для предотвращения прохо- 9 014125 ждения потока. По этой причине текучие среды (нежелательные или желательные) могут проходить напрямую в основные трубы 502а и 502с из интервала 108Ь.
4. Конфигурация добычи - с ограничением кольцевого пространства фильтра/основной трубы, с ограниченным внутренним диаметром.
На фиг. 8 показано введение пробки в полость устройства 138Ь контроля песка для регулирования профиля притока текучей среды и ограничения поступления нежелательных текучих сред из первого или нижнего по потоку интервала. Соответственно показанное на этой фигуре может быть лучше всего понятным при совместном рассмотрении с фиг. 5-7. В этом варианте осуществления пробка 802 используется во внутреннем диаметре основной трубы 502Ь для изменения профиля притока. При установке пробки 802 пути 804, 806 и 808 прохождения потока текучей среды из соответствующих интервалов 108а, 108Ь и 108с могут проходить через кольцевое пространство между стволом 114 скважины и песчаными фильтрами 502а-502с. В результате путь 804 прохождения потока текучей среды может быть сравнительно не ограниченным, в то время как пути 806 и 808 прохождения потока текучей среды могут ограничиваться, поскольку имеют различные падения давления через гравийные набивки 140Ь и 140с. Таким образом, пробка 802 и материал 702, реагирующий на управляющее воздействие, могут использоваться для блокирования или ограничения прохождения потока из интервалов 138с-138п под устройством 138Ь контроля песка.
На фиг. 9 показано использование сборки 902 сдвоенного пакера во внутренний диаметр основных труб 502а и 502Ь. Сборка 902 сдвоенного пакера используется для регулирования профиля притока текучей среды для ограничения поступления текучих сред из второго интервала или интервала выше по потоку, такого как интервал 108а. Сборка 902 сдвоенного пакера включает в себя две пробки и секцию трубы, которая вставляется в основные трубы 502а-502с. При установке сборки 902 сдвоенного пакера пути 904, 906 и 908 прохождения потока текучей среды из соответствующих интервалов 108а-108с отклоняются в устройство 138с контроля песка в интервале ниже по потоку. В результате путь 908 прохождения потока текучей среды может быть сравнительно не ограниченным, в то время как пути 904 и 906 прохождения потока текучей среды могут ограничиваться по причине падения давления через гравийные набивки 140а и 140Ь. Таким образом, комбинирование использования обычных пробок/сдвоенных пакеров в основных трубах 502а-502Ь с настоящим изобретением обеспечивает гибкость регулирования профиля потока.
Закупоривание альтернативных путей запускает поток через кольцевое пространство набивки на полную длину секции фильтра устройства контроля песка, результатом чего могут быть меньшие производительности интервалов поступления воды. Уровень выравнивания профиля приемистости является функцией нескольких факторов, включающих в себя, но не ограничивающихся этим, длину пути прохождения потока, проницаемость и площадь и продуктивность интервалов добычи. В некоторых практических применениях уменьшение обводненности скважинной продукции, составляющее около 90%, может быть возможным для скважин средней и высокой продуктивности.
Например, на фиг. 10 показан пример графика уменьшения обводненности скважинной продукции, как функции продуктивности скважины для простого практического применения. На этом графике 1000 используются обычные величины для проницаемости набивки и площади, и принятая длина пути прохождения потока составляет 40 футов (приблизительно равна длине стандартного фильтра). Условиями графика 1000 являются: равномерное распределение прохождения потока; зона А представляет собой 100% нефти; зона В представляет собой 100% воды; Краск 100 дарси; А (площадь поперечного сечения) составляет 331 фут2; Ь (длина устройства контроля песка) составляет 40 и 20 футов; вязкость нефти составляет 0,6 сП (сантипуаз) и вязкость воды составляет 1,0 сП. На основе этих условий различные кривые 1006-1008 зависимости показаны по оси 1002 обводненности скважинной продукции и оси 1004 коэффициента продуктивности.
На фиг. 10 кривая 1006 зависимости неограниченного уменьшения обводненности скважинной продукции является процентом обводненности в стволе скважины, основанном на количестве добычи без каких-либо дополнительных механизмов регулирования расхода, таких как использование материала 702, реагирующего на управляющее воздействие. Этот процент обводненности скважинной продукции не меняется для различной продуктивности, а, по существу, является постоянным для различной продуктивности. Вместе с тем если устройство контроля песка, такое как устройство 138Ь контроля песка с материалом 702, реагирующим на управляющее воздействие, имеет длину Ь=20 футов, кривая 1007 зависимости уменьшения обводненности скважинной продукции дает процент обводненности скважинной продукции в стволе скважины на основании количества добычи. Использование материала 702, реагирующего на управляющее воздействие, уменьшает процент обводненности вдоль оси 1002 обводненности с повышением продуктивности вдоль оси 1004 продуктивности. Аналогично, если длина устройства контроля песка увеличивается до длины Ь=40 футов, кривая 1008 зависимости уменьшения обводненности скважинной продукции дает процент обводненности скважинной продукции в стволе скважины на основании коэффициента продуктивности скважины. Использование материала 702, реагирующего на управляющее воздействие вместе с увеличением длины, которую текучим средам приходится преодолеть, вместе с альтернативными путями прохождения потока уменьшает процент обводненности сква
- 10 014125 жинной продукции для кривой 1008 зависимости.
Как показано этими кривыми зависимости, материал 702, реагирующий на управляющее воздействие, и дополнительная длина устройства контроля песка увеличивают добычу углеводорода из скважины. Для низких уровней добычи, чем длиннее устройство контроля песка, тем больше уровни добычи, поскольку поступление воды из интервалов уменьшено. Это увеличение добычи показано разницей между кривыми 1007 и 1008 зависимости. Вместе с тем, при повышении уровней добычи длина устройства контроля песка не создает значительного увеличения в уровнях добычи. В любом случае материал 702, реагирующий на управляющее воздействие, увеличивает уровни добычи посредством уменьшения процента обводненности скважинной продукции, как показано разницей между кривыми 1007 и 1008 зависимости и кривой 1006 зависимости не ограниченной обводненности скважинной продукции.
Пример 3. Набивки из природного песка.
В альтернативном примере фильтры контроля песка могут также устанавливаться без гравийной набивки. В таких установках неконсолидированный песок из пласта заполняет кольцевое пространство со временем при добыче из скважины. Настоящее технологическое оснащение может использоваться способом, аналогичным рассмотренному выше, для регулирования профилей притока в случае, если набивка из природного песка не имеет пустот (т.е. имеет достаточно низкую проницаемость) между установкой частиц или материалов, реагирующих на управляющее воздействие, согласно настоящему технологическому оснащению, и интервалом, где регулирование профиля является выгодным.
Отсечка воды или газа в схеме заканчивания скважины: покрытия, реагирующие на управляющее воздействие.
В этих примерах проявление воды или газа может ожидаться во время работы скважины до установки оборудования заканчивания. Эти примеры могут быть также применимыми для типов заканчивания с набивкой из природного песка, гравийной набивкой в необсаженном стволе или гравийной набивкой в обсаженном стволе.
Пример 4.
Настоящее изобретение может также использоваться для отклонения потока от нормального радиального прохождения (т.е. от песчаной поверхности, через гравийную набивку, через песчаный фильтр), где падения давления незначительны, к ограниченному линейному пути прохождения потока через кольцевое пространство за пределами песчаного фильтра, где падения давления более значительны. Для отклонения потока покрытие из материалов, реагирующих на управляющее воздействие, может формироваться на песчаном фильтре из программируемых полимеров или полимеров с элементами искусственного интеллекта, которые набухают в присутствии пластовой воды. Данное покрытие может размещаться, по меньшей мере, частично на проволочных сегментах фильтра, ребрах фильтра или в любых комбинациях. Пример этого варианта осуществления показан на фиг. 11. На фиг. 11 показано набухание покрытия 1102 из программируемого полимера между ребрами 1104 фильтра 1106, который может быть частью устройств 138а-138п контроля песка. Покрытие 1102 из программируемого полимера используется для предотвращения и ликвидации входа воды в эксплуатационную насосно-компрессорную трубу или внутренний диаметр основной трубы 1108 устройства контроля песка. Кроме того, покрытие из программируемого полимера может покрывать участок или все участки ребер, подвергающиеся воздействию, сегментов проволочного фильтра или также диафрагм в основной трубе. Например, покрытие из программируемого полимера может покрывать области фильтра, противостоящие интервалам пласта с ожидаемым поступлением воды.
Пример 5.
В альтернативном варианте осуществления покрытия, реагирующие на управляющее воздействие, могут покрывать поверхности вокруг перфорационных каналов в заранее проперфорированных хвостовиках или на поверхностях специальных дисков, содержащих трубы с диафрагмами с покрытием, размещенные внутри фильтров устройств 138а-138п контроля песка, показанных на фиг. 1. Отверстия или диафрагмы в дисках могут создавать трубы с разнообразными точками прохождения потока, которые показаны на фиг. 12. На фиг. 12 показаны перфорационные каналы или диски с покрытием для ограничения прохождения потока воды в трубы. В этом варианте осуществления показан диск 1200, имеющий одну или несколько диафрагм 1202. Каждая из этих диафрагм 1202 имеет покрытие, реагирующее на управляющее воздействие, такое как покрытие 1204 из программируемого полимера. При повышении обводненности скважинной продукции программируемый полимер в покрытии 1204 из программируемого полимера может набухать для заполнения перфорационных отверстий или диафрагм 1202 для уменьшения поступления воды. В одном варианте осуществления диск 1200 может устанавливаться в нужное положение внутри трубчатой детали между интервалами 108 добычи. Это практическое применение может быть способным блокировать целиком секции ствола скважины с поступлением воды или других управляющих воздействий, которые активируют покрытие 1204 из программируемого полимера.
- 11 014125
Эффективным является использование покрытия из материала, реагирующего на управляющее воздействие, вместе с материалами, реагирующими на управляющее воздействие в практических применениях гравия, рассмотренных выше, и может быть более эффективным, чем любое из них, используемых поодиночке. Настоящие способы блокировки заполненных гравием путей прохождения потока включают в себя заполнение пространств консолидированными песчаными композитами (содержащими некоторые фракции шариков полимера, реагирующих на управляющее воздействие, или гравия, покрытого материалом, таким как программируемые полимеры), или другими чувствительными к текучей среде (углеводород или вода) материалами, выполненными с возможностью набухания и тампонирования пространства при контакте с соответствующей текучей средой/газом.
Пример 6.
Полимеры, реагирующие на управляющее воздействие, могут также адаптироваться или выполняться с возможностью набухания в присутствии газа метана или свободного коллекторного газа. Эти программируемые полимерные частицы или покрытия могут использоваться на месте или в связи с полимерами, чувствительными к воде. Например, на фильтры, более близкие к водным интервалам, или зоны контакта могут наноситься покрытия набухающего в воде полимера (например, или заполняться набухающей в воде набивкой), в то время как на фильтры, более близкие к газовым интервалам или зонам контакта, могут наноситься покрытия набухающего в газе полимера (например, или заполняться набухающей в газе набивкой). При таком способе прорывы газовой шапки или образование конуса обводнения в скважинах различных типов может управляться ограничением входа свободного газа в ствол скважины.
Отсечка воды посредством нагнетания текучей среды.
Это применимо, когда существующая схема заканчивания не может подавлять водопроявление (в ситуациях, где встраивание выравнивания профиля приемистости в заканчивание является ненужным или экономически недопустимым). Это также применимо, когда имеется водопроявление и является применимым для многоствольного типа заканчивания.
Пример 7. Выравнивание профиля приемистости.
Данный пример варианта осуществления может включать в себя чувствительные к воде полимерные гели с неводной текучей средой-носителем в программе нагнетания. В неводной среде полимерные гели (обычно в сферической/гранулированной форме) остаются в разрушенной или сжатой конфигурации, что может предоставить возможность вхождения полимерного геля в микроканалы, цементные каналы, природные/наведенные разрывы или устья пор. При контакте полимерных гелей с водой, от пресной до солоноватой пластовой, полимерные гели набухают, переходя в расширенную конфигурацию, объем которой может быть больше первоначального в 10-100 раз, для перекрывания пути прохождения потока и для создания зоны низкой проницаемости. Обработка может уменьшить мобильность воды в интервалах или зонах поступления воды.
В альтернативном варианте осуществления, со знанием химии пластовой воды, текучая среданоситель на водной основе может использоваться, если она имеет существенно отличающуюся концентрацию ионов или рН от пластовой воды, и полимер, реагирующий на управляющее воздействие, выполняется с возможностью быть нечувствительным к этим условиям, если полимерные покрытия имеют внешний диффузионный барьер, эффективно задерживающий набухание, пока нагнетаемая текучая среда не будет на месте, или если полимер активируется только при забойных температурах после достаточного времени, чтобы сделать возможным получение на месте нагнетаемой текучей среды.
Таким образом, со знанием химии пластовой воды, текучая среда-носитель или полимерные гели с заранее выполняемого покрытия могут оптимизироваться для поддержания оставаться в разрушенном состоянии (т.е. не набухшем состоянии), что может уменьшать преждевременное набухание полимерного геля.
При закачке обработки для уменьшения избыточного поступления воды полимерные гели проходят через микроканалы в обсадной колонне, цементные каналы за обсадной колонной, разрывы или устья пор, прежде чем расшириться в расширенную конфигурацию. Если полимерные гели используются для изоляции/перекрывания этих протечек/каналов/разрывов/проницаемых пластов, размер расширенной конфигурации полимерных гелей может использоваться для эффективного выполнения этой функции. В общем для обеспечения прохода полимерные гели подбираются с размером менее около 1/7 диаметра микроканала в обсадной колонне, ширины цементных каналов или размера устья пор пластов с поступлением воды.
Размер апертуры протечек и каналов может качественно определяться испытаниями приемистости закачкой. Для протечек или каналов без ограничения прохождения потока закачивание цемента под давлением может быть эффективным по стоимости решением проблемы. Для протечек с ограничениями прохождения потока (микроканал менее 1/8 дюйма) и цементного канала за трубой с ограничениями прохождения потока (менее 1/16 дюйма) использование полимерного геля может быть предпочтительным способом для решения проблемы. Для проблем образования конуса обводнения может быть полезным знать распределение размеров устьев пор в пласте. Эта информация может использоваться для отбора размера или конфигурирования полимерных гелей для конкретных практических применений.
- 12 014125
Данные керна или испытания на приемистость могут обеспечить эту информацию. Кроме того, в любой одиночной операции закачки размер полимерных гелей может увеличиваться по ходу операции. Можно начать операцию закачкой самых малых полимерных гелей (от микронных до субмикронных), которые могут изготовляться первыми. Это может дать возможность самого дальнего проникновения этих гелей в коллектор и через самые малые устья пор. С увеличением размера (диаметра) гелей улучшается возможность полного блокирования последовательно больших устьев пор. Знание распределения диаметров устьев пор помогает этому процессу. Поскольку полимерные гели выполнены с возможностью набухания при контакте с пластовой водой, прохождение обратного потока из пласта в скважине может активировать полимерные гели. Это предоставляет возможность пластовой воде лучше контактировать и вызывать набухание полимерных гелей. Один из замыслов этого варианта осуществления основывается на предположении, что гели могут выдерживать или являются достаточно прочными по отношению к усилиям сдвига, обусловленным депрессией, связанной с добычей.
Пример 8. Практическое применение нагнетания гравийной набивки для поддержания давления или заводнения.
Регулирование профиля может использоваться в практическом применении добычи и нагнетания. Часто является выгодным изменять профиль нагнетания при практическом применении поддержания давления газа или воды для охвата обойденных ранее интервалов. В нагнетательных скважинах с установленными адекватными гравийными набивками настоящее технологическое оснащение может использоваться для ограничения объемов текучей среды, нагнетаемой в интервалы выше и ниже по потоку для улучшения эффективности охвата и поддержания давления в интервалах с недостаточным выполненным ранее нагнетанием.
Пример 9. Практическое применение нагнетания гравийной набивки для химической обработки.
Некоторые варианты осуществления настоящего изобретения могут способствовать размещению химических реагентов обработки как в практическом применении в добывающих, так и в нагнетательных скважинах. Кроме того, пакеры и сдвоенные пакеры могут использоваться для временного ограничения входа текучих сред обработки в интервалы, что является желательным с целью увеличения эффективности обработки или уменьшения объемов обработки для снижения стоимости обработки.
Пример 10. Практическое применение для улучшения кислотного отклонения.
Каскадные, чувствительные к воде и рН полимерные гели с предварительной кислотной промывкой могут использоваться в этом примере варианта осуществления. В средах с низким рН (менее 3) полимерные гели остаются в разрушенной форме или сжатой конфигурации для входа в устья пор. Когда полимерные гели входят в контакт с водой или текучей средой с более высоким рН, полимерные гели набухают/расширяются в 10-100 раз от первоначального объема, перекрывая устья пор и создавая зону низкой проницаемости. Затем кислотная обработка отклоняется от водоносных зон к нефтеносным зонам. Аналогичный процесс также уменьшает подвижность воды в горизонтах поступления воды, когда скважина возвращается к добыче.
При закачке обработки для уменьшения проницаемости зон поступления воды полимерные гели могут проходить устья пор перед набуханием. Если полимерные гели предназначены уменьшить проницаемость водоносных зон, они могут входить в структуру пор, набухать и затем перекрывать устья пор. Для улучшения этой операции может определяться распределение размеров устьев пор в пласте. Информация может использоваться для подбора величины полимерных гелей для закачки для уменьшения проницаемости зон поступления воды. Данные керна или испытания приемистости могут вновь обеспечить эту информацию. Кроме того, в одной операции закачки можно постепенно увеличивать размер полимерного геля во время операции. Можно инициировать операцию закачкой самых малых имеющихся гелей (микронных и субмикронных размеров) первыми. Это даст возможность проникновения этим полимерным гелям глубже в коллектор и через меньшие устья пор. По мере увеличения размера (диаметра) полимерного геля увеличивается возможность полного перекрывания последовательно больших устьев пор. Соответственно знание диаметров устья улучшает этот процесс. Поскольку полимерные гели разработаны для набухания при контакте с пластовой водой, скважина может давать обратный поток до закачки обработки пласта для интенсификации притока. Это обеспечивает контакт с пластовой водой и набухание гелей прежде фактической обработки для интенсификации притока. Улучшенное отклонение может получаться, когда полимерный гель набухает/расширяется в 100-1000 раз от первоначального объема в сжатой конфигурации. Одна из предпосылок в этом варианте осуществления основана на допущении, что полимерные гели являются достаточно прочными, чтобы сопротивляться силам сдвига, наведенным закачкой обработки пласта для интенсификации притока.
Схема заканчивания с отсечкой воды или газа: устройства регулирования притока.
Некоторые варианты осуществления настоящего технологического оснащения могут использоваться, когда ожидается проявление вод или газа перед установкой оборудования заканчивания, и это также применимо для типов заканчивания, совместимых с устройствами регулирования притока.
Этот подход выравнивания приемистости ствола скважины используется в объемных изменениях материала пассивного (т.е. без активной идентификации проблемы выравнивания и скважинных мероприятий) выравнивания профиля приемистости ствола скважины. Устройство пассивного регулирования
- 13 014125 расхода в общем состоит из трех позиций: видоизмененной добывающей трубы с каналом или диафрагмой добычи, материала регулирования расхода или материала, реагирующего на управляющее воздействие, который набухает и/или сокращается в присутствии поступления нежелательной текучей среды, и дросселя из материала регулирования расхода. Соответственно эти различные формы показаны на фиг. 13А, В, 14А, В и 15А, В.
Первоначальное состояние или сжатая конфигурация материала регулирования расхода представляет собой крайнее объемное состояние (т.е. набухший шар из тройного этиленпропиленового каучука в углеводородных текучих средах). На фиг. 13 А, В показано первоначальное состояние материала регулирования расхода в набухшей, не блокирующей конфигурации. На фиг. 13В показан вид сверху диафрагмы потока без частицы 1304, включающей в себя заштрихованную область 1320, показывающую область контакта между частицей 1304 и диафрагмой 1306. В этом варианте 1300 осуществления труба 1302 добычи модифицирована так, что первоначальное состояние материала регулирования расхода, такого как частица набухшего тройного этиленпропиленового каучука или шар 1304 в кожухе 1306, блокирует приток коллектора или канал 1308 прохождения потока. Шар 1304 из тройного этиленпропиленового каучука находится в набухшем состоянии от прохождения потока углеводородов вдоль пути 1310 в трубу 1302 добычи.
Когда вводится вода или другое управляющее воздействие, шар 1304 из тройного этиленпропиленового каучука может начинать меняться в другую конфигурацию или состояние, как показано на фиг. 14А, В, на которых показано состояние регулирования материала регулирования расхода в наполовину набухшей, частично блокирующей конфигурации. В этом варианте 1400 осуществления, который может включать в себя элементы, аналогичные рассмотренным на фиг. 13А, В, частицы из тройного этиленпропиленового каучука или шар 1402 находятся в наполовину набухшей конфигурации. Шар 1402 из тройного этиленпропиленового каучука, находившийся в углеводородных текучих средах, может сокращаться при воздействии воды и уменьшать прохождение потока текучих сред в канал 1308 прохождения потока. Это реверсивное объемное изменение регулирует прохождение потока через модифицированный канал и диафрагму и трубу добычи. Соответственно шар 1402 из тройного этиленпропиленового каучука находится в наполовину набухшем состоянии от прохождения потока углеводородов и воды вдоль пути 1404 в трубу 1302 добычи.
В конечной конфигурации на фиг. 15А, В показано состояние отсечки материала регулирования расхода в сокращенной, полностью блокирующей конфигурации. В этом варианте 1500 осуществления другое управляющее воздействие или вода может контактировать с частицами тройного этиленпропиленового каучука или шаром 1502 для сокращения в сжатую конфигурацию. Объемное изменение в шаре 1502 из тройного этиленпропиленового каучука может блокировать путь 1504 прохождения потока текучей среды в канал 1308 прохождения потока. В результате шар 1502 из тройного этиленпропиленового каучука может отсекать прохождение потока текучей среды в трубу 1302 добычи.
Тройной этиленпропиленовый каучук является эластомером со следующими свойствами полимера, набухающего от углеводорода: стойкость к высоким температурам сортов, полученных вулканизацией перекисями, хорошая стойкость к горячей воде, пару, сухому нагреву и озону; хорошая стойкость к гидравлическим рабочим жидкостям, ингибиторам, биоцидам и другим материалам химической обработки; хорошая стойкость к Н2§; низкая стоимость; низкая стойкость к углеводородам (происходит набухание) и диапазон рабочих температур от минус 60 до 300°Е.
Хотя настоящее технологическое оснащение изобретения может подвергаться различным модификациям и принимать альтернативные формы; рассмотренные выше варианты осуществления изобретения показаны в виде примера. Однако вновь следует понимать, что изобретение не ограничивается конкретными вариантами осуществления, раскрытыми в этом документе. Действительно, настоящая технология изобретения направлена на то, чтобы включать в себя все модификации, эквиваленты и альтернативы, подпадающие под идеи и объем изобретения, обусловленные следующей прилагаемой формулой изобретения.

Claims (21)

1. Способ изменения профиля потока вдоль длины скважины, включающий покрытие твердых частиц набивки по меньшей мере одним полимерным материалом, реагирующим на управляющее воздействие, набухающим или сокращающимся в объеме в результате указанного воздействия, и размещение набивки твердых частиц в пласте, пронизанном стволом скважины, или в кольцевом пространстве скважины, характеризующийся тем, что набухание полимерного материала обеспечивают действием на него первого управляющего воздействия, а сокращение объема полимерного материала обеспечивают действием на него второго управляющего воздействия, обеспечивая соответственно уменьшение или увеличение профиля потока вдоль длины скважины; при этом первое и второе управляющие воздействия осуществляют путем воздействия жидкости на водной основе на полимерный материал; воздействия жидкости не на водной основе на полимерный материал; изменения минерализации среды, взаимодействующей с полимерным материалом; изменения концентрации среды, взаимодействующей с полимерным материалом; изменения рН среды, взаимодействующей с полимерным материалом; изменения температуры среды, взаимодействующей с полимерным материалом; изменения электрического тока в среде, взаимодействующей с полимерным материалом; изменения полярности магнитного поля в среде, взаимодействующей с полимерным материалом; и любой комбинации указанных воздействий и/или изменений.
2. Способ по п.1 характеризующийся тем, что набухание или сокращение в объеме полимерного материала, реагирующего на управляющее воздействие, является реверсивным.
3. Способ по п.1 или 2, характеризующийся тем, что твердые частицы набивки состоят из сортированного песка или гравия или любых их комбинаций.
4. Способ по любому из пп.1-3, характеризующийся тем, что он предназначен для использования в процессе добычи углеводородов из скважины.
5. Способ по любому из пп.1-4, характеризующийся тем, что полимерный материал, реагирующий на управляющее воздействие, является по меньшей мере одним из следующих материалов: этиленпропилен, сшитый полиакриламид, полиакрилат или любая их комбинация.
6. Способ изменения профиля потока вдоль длины законченной скважины, включающий покрытие скважинного оборудования по меньшей мере одним полимерным материалом, реагирующим на управляющее воздействие, набухающим или сокращающимся в объеме в результате указанного воздействия, и размещение скважинного оборудования с указанным покрытием в скважине, характеризующийся тем, что набухание полимерного материала обеспечивают действием на него первого управляющего воздействия, а сокращение объема полимерного материала обеспечивают действием на него второго управляющего воздействия, обеспечивая соответственно уменьшение или увеличение профиля потока вдоль длины скважины; при этом первое и второе управляющие воздействия осуществляются путем воздействия жидкости на водной основе на полимерный материал; воздействия жидкости не на водной основе на полимерный материал; изменения минерализации среды, взаимодействующей с полимерным материалом; изменения концентрации среды, взаимодействующей с полимерным материалом; изменения рН среды, взаимодействующей с полимерным материалом; изменения температуры среды, взаимодействующей с полимерным материалом; изменения электрического тока в среде, взаимодействующей с полимерным материалом; изменения полярности магнитного поля в среде, взаимодействующей с полимерным материалом; и любой комбинации указанных воздействий и/или изменений.
7. Способ по п.6, характеризующийся тем, что в нем используют скважинное оборудование, содержащее, по меньшей мере, запорную арматуру, диафрагму, устьевую арматуру, насосно-компрессорную трубу, обсадную колонну и фильтр, имеющие указанное покрытие.
8. Способ по п.6, характеризующийся тем, что набухание или сокращение в объеме полимерного материала, реагирующего на управляющее воздействие, является реверсивным.
9. Способ по п.6 или 8, характеризующийся тем, что он предназначен для использования в процессе добычи углеводородов из скважины.
10. Способ по любому из пп.6, 8, 9, характеризующийся тем, что полимерный материал, реагирующий на управляющее воздействие, является по меньшей мере одним из следующих материалов: этиленпропилен, сшитый полиакриламид, полиакрилат или любая их комбинация.
11. Устройство для изменения профиля потока вдоль длины законченной скважины, включающее отрезок эксплуатационной колонны насосно-компрессорной трубы, содержащий скважинное оборудование и расположенный в скважине, при этом по меньшей мере часть скважинного оборудования имеет покрытие по меньшей мере из одного полимерного материала, реагирующего на управляющее воздействие, характеризующееся тем, что полимерный материал, реагирующий на управляющее воздействие, способен набухать в объеме при действии на него первого управляющего воздействия и сокращаться в объеме при действии на него второго управляющего воздействия, обеспечивая уменьшение или увеличение профиля потока вдоль длины скважины; при этом полимерный материал способен реагировать на управляющие воздействия, осуществляемые путем воздействия жидкости на водной основе на полимерный материал; воздействия жидкости не на водной основе на полимерный материал; изменения минера
- 15 014125 лизации среды, взаимодействующей с полимерным материалом; изменения концентрации среды, взаимодействующей с полимерным материалом; изменения рН среды, взаимодействующей с полимерным материалом; изменения температуры среды, взаимодействующей с полимерным материалом; изменения электрического тока в среде, взаимодействующей с полимерным материалом; изменения полярности магнитного поля в среде, взаимодействующей с полимерным материалом; и любой комбинации указанных воздействий и/или изменений.
12. Устройство по п.11, характеризующееся тем, что набухание или сокращение в объеме полимерного материала, реагирующего на управляющее воздействие, является реверсивным.
13. Устройство по п.11 или 12, характеризующееся тем, что скважинное оборудование содержит, по меньшей мере, запорную арматуру, диафрагму, устьевую арматуру, насосно-компрессорную трубу, обсадную колонну и фильтр, имеющие указанное покрытие.
14. Устройство по любому из пп.11-13, характеризующееся тем, что полимерный материал, реагирующий на управляющее воздействие, является по меньшей мере одним из следующих материалов: этиленпропилен, сшитый полиакриламид, полиакрилат или любая их комбинация.
15. Состав для использования в системе эксплуатационной скважины для добычи углеводорода, включающий по меньшей мере один полимерный материал, реагирующий на управляющее воздействие, предназначенный для размещения в подземном пласте, пронизанном стволом скважины, или в кольцевом пространстве скважины и способный набухать в объеме под действием первого управляющего воздействия и сокращаться в объеме под действием второго управляющего воздействия, обеспечивая уменьшение или увеличение профиля потока вдоль длины скважины; при этом состав способен реагировать на управляющие воздействия, осуществляемые путем воздействия жидкости на водной основе на полимерный материал; воздействия жидкости не на водной основе на полимерный материал; изменения минерализации среды, взаимодействующей с полимерным материалом; изменения концентрации среды, взаимодействующей с полимерным материалом; изменения рН среды, взаимодействующей с полимерным материалом; изменения температуры среды, взаимодействующей с полимерным материалом; изменения электрического тока в среде, взаимодействующей с полимерным материалом; изменения полярности магнитного поля в среде, взаимодействующей с полимерным материалом; и любой комбинации указанных воздействий и/или изменений.
16. Состав по п.15, характеризующийся тем, что набухание или сокращение в объеме полимерного материала, реагирующего на управляющее воздействие, является реверсивным.
17. Состав по п.15 или 16, характеризующийся тем, что полимерный материал, реагирующий на управляющее воздействие, является по меньшей мере одним из следующих материалов: этиленпропилен, сшитый полиакриламид, полиакрилат или любая их комбинация.
18. Состав по любому из пп.15-17, характеризующийся тем, что он предназначен для покрытия твердых частиц набивки.
19. Состав по любому из пп.15-18, характеризующийся тем, что полимерный материал, реагирующий на управляющее воздействие, размещен в скважине по меньшей мере как часть набивки твердых частиц.
20. Устройство для пассивного регулирования выравнивания профиля приемистости ствола скважины, включающее трубчатую деталь по меньшей мере с одной диафрагмой прохождения потока и по меньшей мере с одним полимерным материалом, покрывающим указанную диафрагму или расположенным в виде набивки твердых частиц рядом с диафрагмой; при этом полимерный материал способен набухать в объеме при действии на него первого управляющего воздействия и сокращаться в объеме при действии на него второго управляющего воздействия и реагировать на управляющие воздействия, осуществляемые путем воздействия жидкости на водной основе на полимерный материал; воздействия жидкости не на водной основе на полимерный материал; изменения минерализации среды, взаимодействующей с полимерным материалом; изменения концентрации среды, взаимодействующей с полимерным материалом; изменения рН среды, взаимодействующей с полимерным материалом; изменения температуры среды, взаимодействующей с полимерным материалом; изменения электрического тока в среде, взаимодействующей с полимерным материалом; изменения полярности магнитного поля в среде, взаимодействующей с полимерным материалом; и любой комбинации указанных воздействий и/или изменений; при этом указанный полимерный материал способен принимать набухшее состояние вблизи диафрагмы прохождения потока или на ней для обеспечения прохождения потока первой текучей среды, представляющей собой углеводороды, и, по существу, для ограничения прохождения потока второй текучей среды, представляющей собой воду.
21. Устройство по п.20, характеризующееся тем, что полимерный материал является этиленпропиленом.
EA200870248A 2006-02-10 2007-01-04 Выравнивание профиля приемистости посредством материалов, реагирующих на управляющее воздействие EA014125B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US77208706P 2006-02-10 2006-02-10
PCT/US2007/000097 WO2007094897A2 (en) 2006-02-10 2007-01-04 Conformance control through stimulus-responsive materials

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA200870248A1 EA200870248A1 (ru) 2009-02-27
EA014125B1 true EA014125B1 (ru) 2010-10-29

Family

ID=36748915

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA200870248A EA014125B1 (ru) 2006-02-10 2007-01-04 Выравнивание профиля приемистости посредством материалов, реагирующих на управляющее воздействие

Country Status (10)

Country Link
US (1) US20100038086A1 (ru)
EP (1) EP2004952A4 (ru)
CN (1) CN101529051A (ru)
AU (1) AU2007215547A1 (ru)
BR (1) BRPI0707415A2 (ru)
CA (1) CA2636331A1 (ru)
EA (1) EA014125B1 (ru)
MX (1) MX2008010008A (ru)
NO (1) NO20083319L (ru)
WO (1) WO2007094897A2 (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2473799C2 (ru) * 2011-04-22 2013-01-27 Шлюмберже Текнолоджи Б.В. Способ увеличения проницаемости призабойной зоны пласта

Families Citing this family (45)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7520327B2 (en) * 2006-07-20 2009-04-21 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and materials for subterranean fluid forming barriers in materials surrounding wells
US20080283238A1 (en) * 2007-05-16 2008-11-20 William Mark Richards Apparatus for autonomously controlling the inflow of production fluids from a subterranean well
GB0711979D0 (en) * 2007-06-21 2007-08-01 Swelltec Ltd Method and apparatus
EP2198119B1 (en) 2007-10-16 2017-10-25 Exxonmobil Upstream Research Company Fluid control apparatus and methods for production and injection wells
US8069921B2 (en) * 2007-10-19 2011-12-06 Baker Hughes Incorporated Adjustable flow control devices for use in hydrocarbon production
US8544548B2 (en) 2007-10-19 2013-10-01 Baker Hughes Incorporated Water dissolvable materials for activating inflow control devices that control flow of subsurface fluids
US20090101329A1 (en) * 2007-10-19 2009-04-23 Baker Hughes Incorporated Water Sensing Adaptable Inflow Control Device Using a Powered System
GB2455807B (en) 2007-12-22 2012-08-22 Weatherford Lamb Isolating tubing
US8839849B2 (en) * 2008-03-18 2014-09-23 Baker Hughes Incorporated Water sensitive variable counterweight device driven by osmosis
US7947630B2 (en) * 2008-04-21 2011-05-24 Nalco Company Compositions comprising at least two different polymeric microparticles and methods for recovering hydrocarbon fluids from a subterranean reservoir
US8931570B2 (en) 2008-05-08 2015-01-13 Baker Hughes Incorporated Reactive in-flow control device for subterranean wellbores
US20110005752A1 (en) * 2008-08-14 2011-01-13 Baker Hughes Incorporated Water Sensitive Porous Medium to Control Downhole Water Production and Method Therefor
NO338993B1 (no) * 2008-11-18 2016-11-07 Statoil Petroleum As Strømningsstyringsinnretning og fremgangsmåte for å kontrollere fluidstrømningen ved olje- og/eller gassproduksjon
AU2010237000B2 (en) 2009-04-14 2015-07-16 Exxonmobil Upstream Research Compnay Systems and methods for providing zonal isolation in wells
US8151881B2 (en) * 2009-06-02 2012-04-10 Baker Hughes Incorporated Permeability flow balancing within integral screen joints
US8443888B2 (en) * 2009-08-13 2013-05-21 Baker Hughes Incorporated Apparatus and method for passive fluid control in a wellbore
US9109423B2 (en) * 2009-08-18 2015-08-18 Halliburton Energy Services, Inc. Apparatus for autonomous downhole fluid selection with pathway dependent resistance system
CN102639808B (zh) * 2009-11-20 2015-09-09 埃克森美孚上游研究公司 用于替代路径砂砾充填的裸眼封隔器以及完成裸眼井筒的方法
WO2011163369A2 (en) 2010-06-24 2011-12-29 Chevron U.S.A. Inc. A system and method for conformance control in a subterranean reservoir
WO2012081987A1 (en) * 2010-12-16 2012-06-21 Statoil Petroleum As An arrangement and method for water shut-off in an oil and/or gas well
WO2012084890A1 (en) * 2010-12-22 2012-06-28 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method and system for providing an annular seal
US8684077B2 (en) 2010-12-30 2014-04-01 Baker Hughes Incorporated Watercut sensor using reactive media to estimate a parameter of a fluid flowing in a conduit
US8477303B2 (en) 2011-01-26 2013-07-02 Hewlett-Packard Development Company, L.P. Reconfigurable surface enhanced Raman spectroscopy apparatus, system and method
US8678035B2 (en) * 2011-04-11 2014-03-25 Halliburton Energy Services, Inc. Selectively variable flow restrictor for use in a subterranean well
US9004173B2 (en) 2011-05-10 2015-04-14 Baker Hughes Incorporated Cement wiper plug with size changing feature
US9080980B2 (en) 2011-07-27 2015-07-14 Hewlett-Packard Development Company, L.P. Surface enhanced raman spectroscopy employing a nanorod in a surface indentation
US8789597B2 (en) * 2011-07-27 2014-07-29 Saudi Arabian Oil Company Water self-shutoff tubular
US9574433B2 (en) * 2011-08-05 2017-02-21 Petrohawk Properties, Lp System and method for quantifying stimulated rock quality in a wellbore
US9051819B2 (en) 2011-08-22 2015-06-09 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for selectively controlling fluid flow
US20130126184A1 (en) * 2011-11-17 2013-05-23 David P. Gerrard Reactive choke for automatic wellbore fluid management and methods of using same
US9334708B2 (en) 2012-04-23 2016-05-10 Baker Hughes Incorporated Flow control device, method and production adjustment arrangement
US9169433B2 (en) 2012-09-27 2015-10-27 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for enhancing well productivity and minimizing water production using swellable polymers
US9598927B2 (en) * 2012-11-15 2017-03-21 Halliburton Energy Services, Inc. Expandable coating for solid particles and associated methods of use in subterranean treatments
CN103244081B (zh) * 2013-05-13 2015-04-08 中国石油大学(华东) 基于磁性介质的砾石充填监测系统及监测方法
CN103266877B (zh) * 2013-06-06 2015-06-17 中国石油大学(华东) 一种基于磁性支撑剂的支撑剂回流控制系统及控制方法
CN103291272B (zh) * 2013-06-14 2015-06-17 中国石油大学(华东) 一种基于磁性支撑剂的支撑剂铺置控制系统及控制方法
WO2015057096A1 (en) * 2013-10-17 2015-04-23 Schlumberger Canada Limited Methods of treating a subterranean formation with shrinkable fibers
US20150159079A1 (en) * 2013-12-10 2015-06-11 Board Of Regents, The University Of Texas System Methods and compositions for conformance control using temperature-triggered polymer gel with magnetic nanoparticles
US9797212B2 (en) * 2014-03-31 2017-10-24 Schlumberger Technology Corporation Method of treating subterranean formation using shrinkable fibers
CN105003223B (zh) * 2014-04-24 2017-11-21 安东柏林石油科技（北京）有限公司 一种可有效提高接触油后的封隔颗粒易携带性能的方法
WO2016028414A1 (en) * 2014-08-21 2016-02-25 Exxonmobil Upstream Research Company Bidirectional flow control device for facilitating stimulation treatments in a subterranean formation
AU2015417693A1 (en) 2015-12-18 2018-05-10 Halliburton Energy Services, Inc. Modified biopolymers for diversion, conformance, and fluid loss control
CN110230489B (zh) * 2018-03-05 2023-07-14 中国石油化工股份有限公司 一种多段压裂水平井产液剖面测试设备和方法
US11807700B2 (en) 2020-08-17 2023-11-07 Saudi Arabian Oil Company Electro-responsive hydrogel for reservoir and downhole application
US11867039B2 (en) * 2022-01-07 2024-01-09 Saudi Arabian Oil Company Alternating microsphere and smartwater injection for enhanced oil recovery

Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6109350A (en) * 1998-01-30 2000-08-29 Halliburton Energy Services, Inc. Method of reducing water produced with hydrocarbons from wells
US20070068675A1 (en) * 2003-02-26 2007-03-29 Barry Michael D Method for drilling and completing wells

Family Cites Families (13)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4532052A (en) * 1978-09-28 1985-07-30 Halliburton Company Polymeric well treating method
US4460627A (en) * 1978-09-28 1984-07-17 Halliburton Company Polymeric well treating method
US5260269A (en) * 1989-10-12 1993-11-09 Shell Oil Company Method of drilling with shale stabilizing mud system comprising polycyclicpolyetherpolyol
US5192615A (en) * 1989-12-06 1993-03-09 Exxon Research & Engineering Company Composition comprising encapsulated substrate and thermoplastic polymer overcoating
US5010953A (en) * 1990-01-02 1991-04-30 Texaco Inc. Sand consolidation methods
US5258123A (en) * 1992-07-02 1993-11-02 Exxon Production Research Company Process for dewatering an aqueous solution containing solids using water-absorbent substances
US5420174A (en) * 1992-11-02 1995-05-30 Halliburton Company Method of producing coated proppants compatible with oxidizing gel breakers
US6169058B1 (en) * 1997-06-05 2001-01-02 Bj Services Company Compositions and methods for hydraulic fracturing
US6105674A (en) * 1998-02-05 2000-08-22 Dresser Industries, Inc. Composition and method for recovering lost circulation and sealing earth boreholes and cavities
MY135121A (en) * 2001-07-18 2008-02-29 Shell Int Research Wellbore system with annular seal member
US20040120847A1 (en) * 2002-12-24 2004-06-24 Willem Dijkhuizen Reducing the corrosivity of water-containing oil-mixtures
WO2004109053A2 (en) * 2003-06-04 2004-12-16 Sun Drilling Products Corporation Lost circulation material blend offering high fluid loss with minimum solids
US6976542B2 (en) * 2003-10-03 2005-12-20 Baker Hughes Incorporated Mud flow back valve

Patent Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6109350A (en) * 1998-01-30 2000-08-29 Halliburton Energy Services, Inc. Method of reducing water produced with hydrocarbons from wells
US20070068675A1 (en) * 2003-02-26 2007-03-29 Barry Michael D Method for drilling and completing wells

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2473799C2 (ru) * 2011-04-22 2013-01-27 Шлюмберже Текнолоджи Б.В. Способ увеличения проницаемости призабойной зоны пласта

Also Published As

Publication number Publication date
NO20083319L (no) 2008-10-29
EP2004952A4 (en) 2010-12-15
AU2007215547A1 (en) 2007-08-23
CA2636331A1 (en) 2007-08-23
BRPI0707415A2 (pt) 2011-05-03
CN101529051A (zh) 2009-09-09
WO2007094897A2 (en) 2007-08-23
EA200870248A1 (ru) 2009-02-27
EP2004952A2 (en) 2008-12-24
WO2007094897A3 (en) 2008-10-30
MX2008010008A (es) 2008-11-20
US20100038086A1 (en) 2010-02-18

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA014125B1 (ru) Выравнивание профиля приемистости посредством материалов, реагирующих на управляющее воздействие
US11473391B2 (en) Packer sealing element with non-swelling layer
US7493947B2 (en) Water shut off method and apparatus
US6857476B2 (en) Sand control screen assembly having an internal seal element and treatment method using the same
AU2001280267B2 (en) Well packing
US7543640B2 (en) System and method for controlling undesirable fluid incursion during hydrocarbon production
Eoff et al. Worldwide field applications of a polymeric gel system for conformance applications
US20100071905A1 (en) Pressure Relieving Transition Joint
US4160482A (en) Ball sealer diversion of matrix rate treatments of a well
AU2014327755A1 (en) Sealing insert and method
US11143003B2 (en) Methods to dehydrate gravel pack and to temporarily increase a flow rate of fluid flowing from a wellbore into a conveyance
Dahl et al. Current water-control treatment designs
Bach et al. Polymer sealant for unwanted gas in openhole gravel-pack completion
US11788377B2 (en) Downhole inflow control
Sabaa et al. Effective zonal isolation using organic crosslinked polymer maximized production of mature fields
Marotta et al. Production Optimization in Plio-Pleistocene Sequences by Through Tubing Perforations and Sand Consolidation in Rigless Activities: Italian Case Histories
Kantzas et al. Design strategies for improved conformance using polymer gels
Ueta et al. First use of Swell Technology in Campos Basin Proves Water Conformance Solution-Case History in Campos Basin-Brazil

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 KZ KG MD TJ TM RU