EA014617B1 - Способы регулирования давления в кольцевом пространстве ствола скважины - Google Patents
Способы регулирования давления в кольцевом пространстве ствола скважины Download PDFInfo
- Publication number
- EA014617B1 EA014617B1 EA200801361A EA200801361A EA014617B1 EA 014617 B1 EA014617 B1 EA 014617B1 EA 200801361 A EA200801361 A EA 200801361A EA 200801361 A EA200801361 A EA 200801361A EA 014617 B1 EA014617 B1 EA 014617B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- fluid
- volume
- pressure
- temperature
- annular space
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 48
- 230000008569 process Effects 0.000 title abstract description 4
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 276
- 239000000178 monomer Substances 0.000 claims description 52
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 claims description 28
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 claims description 22
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims description 21
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims description 19
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 19
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 14
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims description 14
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims description 11
- KAKZBPTYRLMSJV-UHFFFAOYSA-N Butadiene Chemical compound C=CC=C KAKZBPTYRLMSJV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- PPBRXRYQALVLMV-UHFFFAOYSA-N Styrene Chemical compound C=CC1=CC=CC=C1 PPBRXRYQALVLMV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 150000002148 esters Chemical group 0.000 claims description 9
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 claims description 8
- BAPJBEWLBFYGME-UHFFFAOYSA-N Methyl acrylate Chemical class COC(=O)C=C BAPJBEWLBFYGME-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 2-Propenoic acid Natural products OC(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- BZHJMEDXRYGGRV-UHFFFAOYSA-N Vinyl chloride Chemical compound ClC=C BZHJMEDXRYGGRV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 150000001252 acrylic acid derivatives Chemical group 0.000 claims description 5
- ROOXNKNUYICQNP-UHFFFAOYSA-N ammonium peroxydisulfate Substances [NH4+].[NH4+].[O-]S(=O)(=O)OOS([O-])(=O)=O ROOXNKNUYICQNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- VAZSKTXWXKYQJF-UHFFFAOYSA-N ammonium persulfate Chemical compound [NH4+].[NH4+].[O-]S(=O)OOS([O-])=O VAZSKTXWXKYQJF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 229910001870 ammonium persulfate Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 150000002978 peroxides Chemical class 0.000 claims description 5
- SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxy-5-methylphenyl)ethanamine Chemical compound COC1=CC=C(C)C=C1CCN SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N Methacrylic acid Chemical compound CC(=C)C(O)=O CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 claims description 2
- 230000000379 polymerizing effect Effects 0.000 claims 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract description 13
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 46
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 27
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 17
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 17
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 16
- 239000000463 material Substances 0.000 description 16
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 12
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 12
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 11
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 11
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 9
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 9
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 8
- 239000011396 hydraulic cement Substances 0.000 description 7
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 7
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 7
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 6
- VVQNEPGJFQJSBK-UHFFFAOYSA-N Methyl methacrylate Chemical compound COC(=O)C(C)=C VVQNEPGJFQJSBK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 5
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 5
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 5
- 239000010457 zeolite Substances 0.000 description 5
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 4
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 4
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 4
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 4
- 239000008187 granular material Substances 0.000 description 4
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 4
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 4
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 4
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 3
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 3
- KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N citric acid Chemical compound OC(=O)CC(O)(C(O)=O)CC(O)=O KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 3
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- 229910010272 inorganic material Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000011147 inorganic material Substances 0.000 description 3
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 3
- 239000012808 vapor phase Substances 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 2
- 108010010803 Gelatin Proteins 0.000 description 2
- LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N N-Butanol Chemical compound CCCCO LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000012190 activator Substances 0.000 description 2
- 229910000323 aluminium silicate Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 2
- QVQLCTNNEUAWMS-UHFFFAOYSA-N barium oxide Chemical compound [Ba]=O QVQLCTNNEUAWMS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 2
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 description 2
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 description 2
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 description 2
- 239000004567 concrete Substances 0.000 description 2
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 2
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 2
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 2
- HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N dioxosilane;oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 2
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 2
- 229920000159 gelatin Polymers 0.000 description 2
- 239000008273 gelatin Substances 0.000 description 2
- 235000019322 gelatine Nutrition 0.000 description 2
- 235000011852 gelatine desserts Nutrition 0.000 description 2
- 239000003999 initiator Substances 0.000 description 2
- 230000000670 limiting effect Effects 0.000 description 2
- 238000011068 loading method Methods 0.000 description 2
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 239000007769 metal material Substances 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000012074 organic phase Substances 0.000 description 2
- 239000003505 polymerization initiator Substances 0.000 description 2
- 229920002451 polyvinyl alcohol Polymers 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 239000000047 product Substances 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 2
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M Bicarbonate Chemical compound OC([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000208680 Hamamelis mollis Species 0.000 description 1
- KWYHDKDOAIKMQN-UHFFFAOYSA-N N,N,N',N'-tetramethylethylenediamine Chemical compound CN(C)CCN(C)C KWYHDKDOAIKMQN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 101150019003 NCOA3 gene Proteins 0.000 description 1
- 229920005830 Polyurethane Foam Polymers 0.000 description 1
- 239000011398 Portland cement Substances 0.000 description 1
- DWAQJAXMDSEUJJ-UHFFFAOYSA-M Sodium bisulfite Chemical compound [Na+].OS([O-])=O DWAQJAXMDSEUJJ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229910021536 Zeolite Inorganic materials 0.000 description 1
- QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N Zirconium Chemical compound [Zr] QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 description 1
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 150000001299 aldehydes Chemical class 0.000 description 1
- 229940095564 anhydrous calcium sulfate Drugs 0.000 description 1
- 239000008365 aqueous carrier Substances 0.000 description 1
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 1
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 1
- BRPQOXSCLDDYGP-UHFFFAOYSA-N calcium oxide Chemical compound [O-2].[Ca+2] BRPQOXSCLDDYGP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000292 calcium oxide Substances 0.000 description 1
- ODINCKMPIJJUCX-UHFFFAOYSA-N calcium oxide Inorganic materials [Ca]=O ODINCKMPIJJUCX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000002915 carbonyl group Chemical group [*:2]C([*:1])=O 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 239000007931 coated granule Substances 0.000 description 1
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 1
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 1
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 1
- 239000007799 cork Substances 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 1
- OJLGWNFZMTVNCX-UHFFFAOYSA-N dioxido(dioxo)tungsten;zirconium(4+) Chemical compound [Zr+4].[O-][W]([O-])(=O)=O.[O-][W]([O-])(=O)=O OJLGWNFZMTVNCX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000005538 encapsulation Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- 239000006261 foam material Substances 0.000 description 1
- 230000008014 freezing Effects 0.000 description 1
- 238000007710 freezing Methods 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 230000020169 heat generation Effects 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 1
- 229910000358 iron sulfate Inorganic materials 0.000 description 1
- BAUYGSIQEAFULO-UHFFFAOYSA-L iron(2+) sulfate (anhydrous) Chemical compound [Fe+2].[O-]S([O-])(=O)=O BAUYGSIQEAFULO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 150000002576 ketones Chemical class 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- 125000005395 methacrylic acid group Chemical group 0.000 description 1
- 239000002480 mineral oil Substances 0.000 description 1
- 235000010446 mineral oil Nutrition 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 230000008450 motivation Effects 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 1
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 1
- 239000002861 polymer material Substances 0.000 description 1
- 229920006327 polystyrene foam Polymers 0.000 description 1
- 239000011496 polyurethane foam Substances 0.000 description 1
- USHAGKDGDHPEEY-UHFFFAOYSA-L potassium persulfate Chemical compound [K+].[K+].[O-]S(=O)(=O)OOS([O-])(=O)=O USHAGKDGDHPEEY-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 230000000135 prohibitive effect Effects 0.000 description 1
- BDERNNFJNOPAEC-UHFFFAOYSA-N propan-1-ol Chemical compound CCCO BDERNNFJNOPAEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 1
- 239000012966 redox initiator Substances 0.000 description 1
- 230000004044 response Effects 0.000 description 1
- 239000000344 soap Substances 0.000 description 1
- 235000010267 sodium hydrogen sulphite Nutrition 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 230000001360 synchronised effect Effects 0.000 description 1
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 1
- 125000000391 vinyl group Chemical group [H]C([*])=C([H])[H] 0.000 description 1
- 229920002554 vinyl polymer Polymers 0.000 description 1
- 229940118846 witch hazel Drugs 0.000 description 1
- 229910052726 zirconium Inorganic materials 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B36/00—Heating, cooling or insulating arrangements for boreholes or wells, e.g. for use in permafrost zones
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
- Y10S507/902—Controlled release agent
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10T—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER US CLASSIFICATION
- Y10T137/00—Fluid handling
- Y10T137/0318—Processes
- Y10T137/0391—Affecting flow by the addition of material or energy
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10T—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER US CLASSIFICATION
- Y10T137/00—Fluid handling
- Y10T137/0318—Processes
- Y10T137/0396—Involving pressure control
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Electrical Discharge Machining, Electrochemical Machining, And Combined Machining (AREA)
- Sampling And Sample Adjustment (AREA)
- Fluid-Pressure Circuits (AREA)
Abstract
Предложен способ замещения по меньшей мере части жидкости второй жидкостью внутри объема кольцевого пространства обсадных колонн в стволе скважины. Вторая текучая среда заранее выбирается для обеспечения регулирования давления в объеме кольцевого пространства при нагреве текучей среды.
Description
Область техники изобретения
Настоящее изобретение относится к способу регулирования давления, создаваемого текучей средой, содержащейся в замкнутом объеме, при ее нагревании. В предпочтительном варианте осуществления настоящее изобретение относится к процессу регулирования давления в объеме кольцевого пространства, ограниченном компоновкой обсадной колонны в стволе скважины.
Уровень техники изобретения
Во время процесса бурения ствола скважины, такой как нефтяная скважина, отдельные отрезки металлических трубных изделий сравнительно большого диаметра обычно скрепляются вместе для формирования обсадной колонны или хвостовика, которые устанавливаются в каждой секции ствола скважины. Каждая из обсадных колонн может подвешиваться на устьевой арматуре около поверхности. Альтернативно, некоторые колонны могут иметь форму колонн хвостовиков, которые проходят от точки около глубины установки предыдущей секции обсадной колонны. В этом случае колонна хвостовика должна подвешиваться к предыдущей секции обсадной колонны на подвеске хвостовика. Обсадные колонны обычно состоят из некоторого числа звеньев, или сегментов, каждый порядка 40 футов длиной, соединяемых друг с другом резьбовыми соединениями или другим средством соединения. Эти соединения обычно являются металлическими трубами, но могут также выполняться из неметаллических материалов, таких как композитная насосно-компрессорная труба. Эта обсадная колонна используется для увеличения целостности ствола скважины, предотвращая вывалы стенок ствола скважины. Вдобавок, обсадная колонна противодействует перемещению текучих сред от одного пласта к другому пласту, через которые проходит ствол скважины.
Обычно каждая секция обсадной колонны цементируется в стволе скважины перед бурением следующей секции ствола скважины. Соответственно каждая последующая секция должна иметь диаметр, меньший, чем предыдущая секция. Например, первая секция ствола скважины может принять обсадную колонну направления, имеющую диаметр 20 дюймов. Следующие несколько секций ствола скважины могут принять промежуточные (или защитные) обсадные колонны, имеющие диаметры 16, 13-3/8 и 9-5/8 дюймов соответственно. Завершающие секции ствола скважины могут принять эксплуатационные обсадные колонны, имеющие диаметры 7 и 4-1/2 дюймов соответственно. По завершении цементирования и затвердевания цемента в кольцевом пространстве оказывается цементная колонна, очерченная внешней поверхностью каждой обсадной колонны.
Подземные зоны, пройденные стволами скважин, обычно герметизируются составами гидравлического цемента. В этом приложении трубные колонны, такие как обсадные колонны и хвостовики, цементируются в стволах скважин с использованием составов гидравлического цемента. При выполнении этих работ первичного цементирования состав гидравлического цемента закачивается в кольцевое пространство, очерченное стенками ствола скважины и внешней поверхностью обсадной колонны, расположенной в нем. Цементному составу дают затвердеть в кольцевом пространстве для образования кольцевой оболочки отвержденного, по существу, непроницаемого цемента, который поддерживает обсадную колонну на месте установки в стволе скважины и уплотняет внешнюю поверхность трубной колонны к стенкам ствола скважины. Составы гидравлического цемента используются в разнообразных работах по цементированию, таких как герметизация высокопроницаемых зон или трещин в подземных зонах, закупоривание трещин или отверстий в трубных колоннах и т. п.
Компоновки обсадных колонн, содержащие несколько обсадных колонн, ограничивают один или несколько объемов кольцевых пространств между смежными концентрическими обсадными колоннами в стволе скважины. Обычно каждый объем заполняется, по меньшей мере до некоторой степени, текучей средой, которая присутствует в стволе скважины при установке обсадных колонн. В глубокой скважине количества текучей среды в объеме кольцевого пространства (т. е. текучей среды кольцевого пространства) могут быть значительными. Каждое кольцевое пространство толщиной 1 дюйм и длиной 5000 футов может содержать приблизительно 50000 галлонов в зависимости от диаметра обсадной колонны.
В нефтяных и газовых скважинах является обычным изоляция секции пласта от остальной части скважины. Обычно это получается подъемом верха цементной колонны от последующей колонны вверх внутри кольцевого пространства над башмаком предыдущей колонны. В то время как это изолирует пласт, поднимая цемент внутри вверх, башмак обсадной колонны эффективно блокирует предохранительный клапан, поставленный на естественный градиент разрыва. Вместо утечек наружу на башмаке любое повышение давления должно воздействовать на обсадную колонну, пока оно не сможет сброситься на поверхности. Большинство скважин, бурящихся с поверхности земли, и некоторые скважины, бурящиеся с морских платформ, оснащаются устьевой арматурой, обеспечивающей доступ к кольцевому пространству каждой обсадной колонны и замеченное повышение давления может быстро сбрасываться. С другой стороны, большинство подводных установок устьевой арматуры не обеспечивает доступа к кольцевому пространству обсадных колонн, и может создаваться изолированное кольцевое пространство. По причине изоляции кольцевого пространства внутреннее давление может значительно подниматься, реагируя на увеличение температуры.
- 1 014617
Текучие среды в объеме кольцевого пространства во время установки обсадных колонн будут иметь температуру, приблизительно равную температуре около морского дна. При нагреве текучая среда кольцевого пространства расширяется, что приводит к существенному повышению давления. Эта ситуация обычно имеет место в добывающих скважинах, но наиболее часто в глубоководных скважинах. Глубоководные скважины считаются уязвимыми для повышения давления кольцевого пространства по причине низкой температуры вытесненной текучей среды, контрастной по отношению к повышенной температуре добываемой текучей среды во время добычи. Температура текучей среды в объеме кольцевого пространства, когда оно изолировано, должна быть, по существу, наружной температурой, находящейся в диапазоне 0-100°Т (например, 34°Т), причем более низкие температуры наиболее часто имеют место в подводных скважинах со значительной водной толщей над скважиной. Во время добычи из коллектора добываемая текучая среда проходит через эксплуатационную колонну насосно-компрессорных труб при существенно более высоких температурах. Температуры в диапазоне 50-300°Р являются расчетными, а температуры в диапазоне 125-250°Р являются часто встречающимися.
Сравнительно высокая температура добываемых текучих сред увеличивает температуру текучей среды кольцевого пространства между обсадными колоннами и увеличивает давление на каждую из обсадных колонн. Обычные жидкости, которые используются в кольцевом пространстве, расширяются с повышением температуры при постоянном давлении; при постоянном объеме кольцевого пространства результатом увеличения температуры текучей среды является существенное увеличение давления. Водные текучие среды, которые являются, по существу, несжимаемыми, могут увеличиться в объеме на 5% во время изменения температуры от температуры окружающей среды до условий добычи при постоянном давлении. При постоянном объеме результатом этого увеличения температуры сможет быть увеличение давления до манометрического давления порядка 10000 фунтов/кв.дюйм. Увеличенное давление существенно увеличивает возможность выхода из строя обсадной колонны с катастрофическими последствиями для работы скважины.
Поэтому необходим способ замещения по меньшей мере части обычной текучей среды в объеме кольцевого пространства системой текучей среды, которая уменьшает удельный объем при повышении температуры текучей среды. Также необходимы способы регулирования любого накопления статического заряда в системе текучей среды в объеме кольцевого пространства для снижения риска искрения.
Проблема повышения давления в кольцевом пространстве хорошо известна в промышленности бурения/добычи нефти (см. В. Мое, Р. Егре1бшд Аппи1аг ргеззиге Ьш1бир: \У11а! ίΐ 15 апб \ν1ιαΙ ΐο бо аЬои! й, Эсср^аЮг Тесйпо1оду, р. 21-23 (2000); Р. Оибетап, М. Кегет Тгаи51еп1 Ьейасюг οί аппи1аг ргеззиге Ьиббир ш НР/НТ тебз, ί. οί Ре1го1еит Тесйпо1оду, νο1. 18, № 3, р. 58-67 (2005). Несколько потенциальных решений описывались ранее.
A. Закачка разделителей из вспененного азотом цемента, К.Р. Уагдо ίτ., е!. а1., Ргасбса1 апб 8иссе55&1 Р^еνепΐ^οп οί Аппи1аг Ргеззиге Виббир оп 1йе Маг1т Рго)ес1. доклады на ежегодной технической конференции и выставке 8РЕ, с. 1235-1244 (2002).
B. Вакуумно изолированная насосно-компрессорная труба, ТН. Аххо1а е!. а1., доклады на ежегодной технической конференции и выставке 8РЕ, с. 1899-1905 (2004).
C. Пенный разделитель с возможностью разрушения, С.Р.Ьеасй, А.ТАбатз А №\ν МеШоб ίοτ 1йе КеПеГ οί Аппи1аг Неа!-ир Ргеззиге, доклады на ежегодной технической конференции и выставке 8РЕ, с. 819-826 (1993).
Ό. Недостаточное поступление цемента, цементирование на полную высоту, предпочтительный тракт вытекания или отверстие сброса давления, улучшенная обсадная колонна (упрочненная) и использование жидкостей с возможностью сжатия, К. ХУПКапъоп е!. а1., Соп!го1 οί Соп!ашеб-Аппи1и5 Р1шб Ргеззиге Виббир, в докладах буровой конференции 8РЕ/1АЭС, доклад № 79875 (2003 г.).
Е. Использование сборки с разрушающимся диском, ί. 8!аиб1, патенты США № 6457528 (2002) и 6675898 (2004).
Эти примеры предшествующего уровня техники, будучи потенциально полезными, не обеспечивают полной защиты от повышения давления в кольцевом пространстве вследствие либо трудностей внедрения, либо запретительной стоимости, либо того и другого. Предлагаемое изобретение является сравнительно простым для внедрения и экономически эффективным.
Сущность изобретения
Согласно изобретению создан способ регулирования давления в ограниченном объеме, содержащем первую текучую среду, имеющую первое давление и первую температуру, включающий замещение по меньшей мере части первой текучей среды в объеме второй текучей средой, содержащей полимеризируемый мономер, герметизацию объема для получения ограниченного объема, нагрев текучей среды в ограниченном объеме до достижения текучей средой второго давления и второй температуры, регулирование давления в ограниченном объеме за счет уменьшения объема текучей среды, обусловленного полимеризацией мономера, присутствующего во второй текучей среде, при этом мономер полимеризируется при втором давлении и при температуре, находящейся между первой и второй температурами.
Объем может быть объемом кольцевого пространства.
- 2 014617
Объем кольцевого пространства может быть ограничен двумя концентрическими обсадными колоннами в стволе скважины.
Первая температура может находиться в диапазоне 0-100°Р.
Вторая температура может находиться в диапазоне 50-300°Р или в диапазоне 125-250°Р.
Текучая среда в ограниченном объеме при его герметизации может находиться под первым давлением и при первой температуре.
Первое давление является максимальным давлением первой текучей среды в объеме, и второе давление может быть максимальным давлением текучей среды в объеме при нагреве текучей среды.
Первое давление текучей среды при первой температуре в объеме может находиться в выбранном месте в объеме, и второе давление текучей среды при второй температуре в объеме может находиться в том же выбранном месте в объеме.
Полимеризируемый мономер можно выбирать из группы, включающей в себя акрилаты и метил акрилаты.
Процесс полимеризации мономера может инициироваться инициирующей добавкой, которую выбирают из группы, включающей в себя инициирующую добавку азо-типа, пероксидную инициирующую добавку, или систему персульфат аммония/№№№.И-тетраметилэтилендиамин окислительновосстановительной инициирующей добавки.
Полимеризируемый мономер может быть выбран из группы, состоящей из эфиров акриловой кислоты, эфиров метакриловой кислоты, бутадинена, стирола, хлористого винила, Ν-винилпирролидона, Ν-винилкапролактана.
Согласно изобретению создан способ регулирования давления в объеме кольцевого пространства между внешней поверхностью компоновки обсадных колонн и внутренней поверхностью ствола скважины, содержащем первую текучую среду, имеющую первое давление и первую температуру, включающий замещение по меньшей мере части первой текучей среды в объеме кольцевого пространства второй текучей средой, содержащей полимеризируемый мономер, герметизацию объема кольцевого пространства для получения ограниченного объема, нагрев текучей среды в ограниченном объеме добываемой текучей средой, проходящей через эксплуатационную колонну насосно-компрессорных труб, до достижения текучей средой второго давлении и второй температуры, регулирование давления в ограниченном объеме за счет уменьшения объема текучей среды, обусловленного полимеризацией мономера, присутствующего во второй текучей среде, при этом мономер полимеризируется при втором давлении и при температуре, находящейся между первой и второй температурами.
Второе давление может превышать не более чем на 50% первое давление, или не более чем на 30% первое давление, или не более чем на 15% первое давление.
Второе давление может быть равно первому давлению.
Согласно изобретению создан способ регулирования на глубине максимального давления в объеме кольцевого пространства между внешней поверхностью компоновки обсадных колонн и внутренней поверхностью ствола скважины, содержащем первую текучую среду, имеющую первое давление и первую температуру, включающий замещение по меньшей мере части первой текучей среды в объеме кольцевого пространства второй текучей средой, содержащей полимеризируемый мономер, герметизацию объема кольцевого пространства для получения ограниченного объема, нагрев текучей среды в ограниченном объеме добываемой текучей средой, проходящей через эксплуатационную колонну насоснокомпрессорных труб, до достижения текучей средой второго давлении и второй температуры, регулирование давления в ограниченном объеме за счет уменьшения объема текучей среды, обусловленного полимеризацией мономера, присутствующего во второй текучей среде, при этом мономер полимеризируется при втором давлении и при температуре, находящейся между первой и второй температурами.
Согласно изобретению создан способ регулирования давления в объеме кольцевого пространства между внешней поверхностью компоновки обсадных колонн и внутренней поверхностью ствола скважины, содержащем первую текучую среду, имеющую первое давление и первую температуру, включающий замещение по меньшей мере части первой текучей среды в объеме кольцевого пространства второй текучей средой с системой полимеризации, включающей полимеризируемый мономер, герметизацию объема кольцевого пространства для получения ограниченного объема, нагрев текучей среды в ограниченном объеме добываемой текучей средой, проходящей через эксплуатационную колонну насосно-компрессорных труб, до достижения текучей средой второго давления и второй температуры, регулирование давления в ограниченном объеме за счет уменьшения объема текучей среды, обусловленного полимеризацией мономера, присутствующего во второй текучей среде, при этом мономер полимеризируется при втором давлении и при температуре, находящейся между первой и второй температурами.
Система полимеризации может содержать инициирующую добавку и мономер, выбранный из группы, включающей в себя акрилаты и метилакрилаты.
Инициирующую добавку можно выбрать из группы, включающей в себя инициирующую добавку азо-типа, пероксидную инициирующую добавку или систему персульфат аммония/Ν,Ν,Ν',Ν'тетраметилэтилендиамин окислительно-восстановительной инициирующей добавки.
- 3 014617
Система полимеризации может содержать инициирующую добавку и мономер, выбранный из группы, состоящей из эфиров акриловой кислоты, эфиров метакриловой кислоты, бутадинена, стирола, хлористого винила, Ν-винилпирролидона, Ν-винилкапролактана.
Настоящее изобретение основывается на открытии системы текучей среды, которая имеет необычные свойства теплового расширения, заключающиеся в том, что текучая среда расширяется при постоянном давлении в меньшей степени, чем можно ожидать от несжимаемой текучей среды. Следовательно, при нагревании во время нахождения в ограниченном объеме текучие среды настоящего изобретения вызывают более низкое увеличение давления внутри изолированного объема и демонстрируют лучший контроль накопления статического заряда, чем можно было бы ожидать от обычной текучей среды.
Краткое описание чертежей
Фиг. 1 показывает вариант осуществления способа согласно изобретению и открытый объем кольцевого пространства в тот период времени, когда добавляют вторую текучую среду в объем.
Фиг. 2 показывает вариант осуществления способа согласно изобретению и герметизированный объем кольцевого пространства, содержащий вторую текучую среду при второй температуре и под вторым давлением.
Фиг. 3 показывает результат экспериментального исследования одного варианта осуществления изобретения.
Фиг. 4 показывает результат экспериментального исследования другого варианта осуществления изобретения.
Подробное описание изобретения
Настоящее изобретение создает систему текучей среды, в которой при нагреве в ограниченном объеме давление увеличивается до более низкой величины, чем давление в обычной системе, и которая снижает риск искрения и пожара вследствие уменьшения накопления статического заряда. Ограниченный объем герметизируется для предотвращения ухода текучей среды. Соответственно настоящее изобретение создает текучую среду и способ ослабления эффекта повышения давления в герметизированном или ограниченном объеме, когда текучая среда в объеме нагревается до повышенной температуры.
В одном варианте осуществления изобретения объем может быть любым объемом, содержащим текучую среду, который герметизируется и затем нагревается. Не ограничивающим примером объема настоящего изобретения является реакционный сосуд для выполнения химических реакций. Объем, первоначально заполненный первой текучей средой, является открытым, это означает, что текучая среда может впускаться в объем и выпускаться из него. Перед герметизацией объема в объем впускается вторая текучая среда, замещающая по меньшей мере часть первой текучей среды в объеме. Затем объем герметизируется для предотвращения дополнительного притока текучей среды в объем и оттока текучей среды из него, и текучая среда в объеме нагревается. Такой нагрев вызывает значительное увеличение давления в объеме, особенно в текучей среде, находящейся в жидкой фазе, и еще большее, по существу, в несжимаемых текучих средах, находящихся в жидкой фазе. Таким образом, изобретение создает вторую текучую среду, имеющую такие свойства, чтобы при нахождении в герметизированном объеме и нагреве до заданной температуры давление в объеме было меньше, чем давление, которое могло быть в объеме в случае нахождения в нем только первой текучей среды.
В конкретном варианте осуществления изобретение создает способ регулирования давлений внутри ствола скважины, в частности в кольцевом объеме в компоновке обсадных колонн, установленной в стволе скважины, предназначенной, например, для извлечения запаса из коллектора. Примеры запасов включают в себя сырую нефть, газоконденсатные жидкости, нефтяные пары (т.е. природный газ), синтезгаз (например, окись углерода), другие газы (например, двуокись углерода, азот) и воду или водные растворы.
Компоновка обсадных колонн содержит обсадные колонны для защиты поверхностей ствола скважины, сформированных бурением в земле. Объем кольцевого пространства ограничивается двумя смежными обсадными колоннами в компоновке обсадных колонн. Во время строительства нефтяных и газовых скважин обычно используется буровой инструмент вращательного бурения для бурения сквозь подземные пласты для формирования ствола скважины. Когда буровой инструмент вращательного бурения осуществляет бурение в земле, буровая текучая среда, известная в промышленности как буровой раствор, прокачивается через ствол скважины. Буровой раствор обычно прокачивается с поверхности внутри бурильной трубы. Посредством непрерывной прокачки бурового раствора через бурильную трубу может осуществляться циркуляция буровой текучей среды с выходом из низа бурильной трубы назад к поверхности скважины через кольцевое пространство между стенкой скважины и бурильной трубой. Буровой раствор обычно возвращается на поверхность, когда необходимо получить некоторую геологическую информацию и когда буровой раствор подлежит рециркуляции. Буровой раствор используется для смазки и охлаждения бурового долота и обеспечивает удаление бурового шлама при бурении ствола скважины. Также гидростатическое давление, создаваемое столбом бурового раствора, предотвращает выбросы, которые в противном случае могли бы происходить вследствие высоких давлений, встречающихся в стволе скважины. Для предотвращения выбросов, вызванных высоким давлением, буровой раствор выполняется тяжеловесным, чтобы он имел гидростатическое давление, превышающее любое пред
- 4 014617 полагаемое расчетом давление при бурении.
На различных глубинах должны использоваться различные виды бурового раствора, поскольку давление в стволе скважины возрастает с увеличением глубины ствола скважины. Например, давление на глубине 2500 футов гораздо выше давления на глубине 1000 футов. Буровой раствор, используемый на глубине 1000 футов, не будет достаточно тяжелым для использования на глубине 2500 футов и может возникнуть выброс. Вес бурового раствора на больших глубинах в подводных скважинах должен быть особенно большим для противодействия высокому давлению. Однако гидростатическое давление такого особенно тяжелого бурового раствора может заставить буровой раствор начать обводнять пласт и просачиваться в него, создавая потерю циркуляции бурового раствора. Обсадные колонны используются для облицовки ствола скважины для предотвращения утечки бурового раствора.
Для обеспечения использования различных типов бурового раствора используются различные обсадные колонны для устранения широкого градиента давления, имеющегося в стволе скважины. Вначале ствол скважины бурится с использованием легкого бурового раствора до глубины, где требуется более тяжелый буровой раствор. Это обычно происходит на глубине, несколько большей примерно 1000 футов. На этом этапе в ствол скважины спускается обсадная колонна. Цементный раствор закачивается в колонну, и буферная жидкость, такая как буровой раствор, или вода, закачивается после цементного раствора для обеспечения подъема цемента в кольцевое пространство между внешней поверхностью обсадной колонны и внутренней поверхностью ствола скважины. Количество воды, используемой для формирования цементного раствора, должно варьироваться в широком диапазоне в зависимости от типа выбранного гидравлического цемента, требуемой консистенции раствора, требований по прочности для конкретного цементирования и общими наличными условиями цементирования.
Обычно гидравлические цементы, в частности портландцементы, используются для цементирования обсадной колонны в стволе скважины. Гидравлические цементы являются цементами, которые затвердевают и создают усилие сжатия вследствие прохождения реакции гидратации, которая предоставляет им возможность затвердевать или схватываться под водой. Цементному раствору предоставляется возможность схватывания и затвердевания для закрепления обсадной колонны на месте установки. Цемент также обеспечивает изоляцию зон подземных пластов и помогает предотвратить обрушение стенок или эрозию ствола скважины.
После затвердевания первой обсадной колонны бурение продолжается, пока ствол скважины не будет вновь добурен до глубины, где требуется более тяжелый буровой раствор и этот тяжелый буровой раствор может начать обводнять пласт и просачиваться в него в общем на глубине примерно 2500 футов. Вновь в ствол скважины спускается обсадная колонна внутрь обсадной колонны, установленной предыдущей, и, как и ранее, подается цементный раствор.
Многоступенчатые обсадные колонны также могут использоваться в стволе скважины для изоляции двух или более пластов, которые не должны сообщаться между собой. Например, уникальный пласт, найденный в Мексиканском заливе, является пластом песка, несущим пресную воду под высоким давлением, с притоком на глубине около 2000 футов. Вследствие высокого давления на этой глубине, по существу, требуется установка дополнительной обсадной колонны. В противном случае песок может выноситься в буровой раствор или добываемую текучую среду.
Устьевая арматура подводной скважины обычно имеет внешний кожух, закрепленный на морском дне и внутренний кожух устьевой арматуры, размещенный во внешнем кожухе. Во время заканчивания морской скважины подвески обсадных колонн и насосно-компрессорной трубы спускаются в положения опирания внутри кожуха устьевой арматуры через блок противовыбросовых превенторов, установленный над кожухом. После заканчивания скважины блок противовыбросовых превенторов заменяется фонтанной арматурой, имеющей необходимые задвижки для регулирования добычи скважинных текучих сред. Подвеска обсадных колонн уплотняется относительно проходного отверстия кожуха, а подвеска насосно-компрессорной трубы уплотняется относительно подвески обсадной колонны или проходного отверстия кожуха с тем, чтобы сформировать эффективный барьер прохождению текучей среды в кольцевом пространстве между обсадной колонной, колонной насосно-компрессорной трубы и проходным отверстием кожуха над подвеской насосно-компрессорной трубы. После того как подвеска обсадной колонны установлена на место и уплотнена, устанавливается уплотнение кольцевого пространства обсадной колонны для регулирования давления. Если уплотнение находится на поверхности устьевой арматуры, часто в уплотнении может быть отверстие штуцера, сообщающегося с кольцевым пространством обсадной колонны. При этом в кожухе подводной устьевой арматуры имеется кожух большого диаметра низкого давления и кожух меньшего диаметра высокого давления. По причине высокого давления кожух высокого давления не должен иметь каких-либо отверстий штуцеров по соображениям безопасности. После уплотнения кожуха высокого давления не допускается иметь отверстие под подвеской обсадной колонны с целью предотвращения выбросов.
На фиг. 1 показан вариант способа осуществления в соответствии с настоящим изобретением. В следующем описании этого способа и других устройств и способов, описываемых в этом документе, термины, указывающие направление, такие как над, под, верхний, нижний и т.п., используются только для удобства при ссылках на прилагаемые чертежи. Вдобавок следует понимать, что различные
- 5 014617 варианты осуществления настоящего изобретения, описываемые в данном документе, могут использоваться с различной ориентацией, такой как наклонная, перевернутая, горизонтальная, вертикальная и т.п., и в различных конфигурациях, без отхода от принципов настоящего изобретения. Способ, описанный в этом документе, имеет возможность практического применения в стволах скважин на наземных и подводных площадках. Следует понимать, что ствол скважины заканчивается на одном конце, там, где ствол скважины входит в землю. В случае подводных площадок конец находится на стыке воды и земли.
Следует понимать, что использование терминов ствол скважины и обсадная колонна в этом документе не должно восприниматься как ограничивающее изобретение конкретными показанными элементами способа. Ствол скважины может быть любым стволом скважины, таким как боковой ствол другого ствола, и не обязательно проходить напрямую до поверхности земли. Обсадная колонна может быть трубчатой колонной любого типа, такой как колонна хвостовика и т. п.
Термины обсадная колонна и колонна хвостовика используются в этом документе для обозначения трубчатых колонн любого типа, таких как секционные и несекционные трубчатые колонны, трубчатых колонн, выполненных из любых материалов, включающих в себя неметаллические материалы и т.п. Таким образом, читателю должно быть ясно, что эти и другие термины описания, используемые в этом документе, служат просто для удобства ясного изложения показанных вариантов осуществления изобретения и не используются для ограничения объема изобретения.
На фиг. 1 показан вариант осуществления изобретения. Ствол 10 скважины уже пробурен с использованием бурильной колонны 50 и компоновка 20 обсадных колонн, содержащая по меньшей мере две обсадные колонны, расположенные концентрически одна относительно другой, уже установлена. Буровая установка с опорным средством для бурильной колонны, для выполнения установки обсадных колонн и для подачи текучих сред в ствол скважины, не показана. На фиг. 1 обсадная колонна 22 уже установлена и уплотнена на одном конце или около одного конца со стволом 10 скважины цементной пробкой 24.
Показанная обсадная колонна 40 уже установлена для прохождения до конечной точки 34 ствола скважины. Ясно, что конечная точка 34 может быть временной конечной точкой, такой, от которой ствол скважины дополнительно пройдет после установки обсадной колонны 40. Альтернативно, обсадная колонна 40 может проходить до конечной глубины в пласте 5, и ствол скважины не будет продлеваться до начала добычи. Кольцевой объем 42, очерченный внутренней поверхностью обсадной колонны 22 и внешней поверхностью обсадной колонны 40, заполнен текучей средой и обычно заполнен текучей средой, присутствующей в объеме 36 ствола скважины, когда устанавливается обсадная колонна 40. Обычные текучие среды, которые первоначально могут присутствовать в кольцевом объеме, включают в себя буровую текучую среду или текучую среду заканчивания скважины в зависимости от условий буровых работ. Свойства текучей среды, первоначально находящейся в кольцевом объеме, который в этом документе обозначен термином первая текучая среда, выбираются для удовлетворения требований специалиста-практика бурения ствола скважины для бурения и заканчивания скважины. В варианте осуществления изобретения первая текучая среда является несжимаемой текучей средой, используя обычное определение.
На этапе способа, показанного на фиг. 1, объем 42 кольцевого пространства имеет гидравлическую связь с объемом 36 ствола скважины через отверстие 44 на одном конце обсадной колонны. Другой конец объема 46 кольцевого пространства имеет гидравлическую связь с наземным оборудованием, таким как буровая установка (не показана), которая имеет средство для извлечения текучей среды, покидающей кольцевой объем через конец 46. Соображения защиты окружающей среды создают мотивацию для минимизирования количества текучей среды, теряемого в окружающую среду через конец 46.
В способе изобретения вторая текучая среда вводится в объем 36 ствола скважины через отверстие 48 для замещения по меньшей мере части первой текучей среды в объеме 42 кольцевого пространства. Отверстие 48 имеет гидравлическую связь со средством, подающим вторую текучую среду. Насосное средство может размещаться, например, на буровой установке или установке добычи. Вторая текучая среда подается в объем в виде пробки или пачки и проходит вниз через объем 36 ствола скважины в сравнительно чистой форме. В конечной точке 34 ствола скважины вторая текучая среда входит в объем 42 кольцевого пространства через отверстие 44 и проходит вверх, выталкивая первую текучую среду, первоначально находившуюся в кольцевом объеме 42, впереди пачки второй текучей среды из кольцевого объема через отверстие 46. Количество второй текучей среды, которая подается в кольцевой объем, является предметом инженерного расчета в зависимости от давления, которое может допускаться в объем 42. На это количество дополнительно влияет, например, размер системы скважины, температура второй текучей среды, когда она подается в объем 42, температура текучих сред, которые должны добываться в скважине, расчетная температура текучей среды в объеме 42 во время добычи, конструкция и спецификации обсадной колонны и т.п.
После добавления достаточного количества второй текучей среды в объем 42 для замещения по меньшей мере части первой текучей среды, содержавшейся в нем, объем 42 герметизируется. На фиг. 2 показан объем 42, герметизированный бетонной пробкой 26 и пробкой 28 кольцевого пространства обсадной колонны. По существу, уплотнение кольцевого пространства обсадной колонны герметизирует
- 6 014617 устье ствола скважины, предотвращая уход текучей среды из ствола скважины в окружающую среду. Таким образом, изолированный или ограниченный объем, представленный объемом 42 кольцевого пространства обсадных колонн, содержит текучую среду, которая ограничена по месту в объеме и какаялибо заметная утечка которой из объема не допускается.
В варианте осуществления изобретения, показанном на фиг. 2, по меньшей мере часть первой текучей среды, содержавшаяся в объеме, таком как объем 42 кольцевого пространства и имеющая в объеме первое давление и первую температуру, замещается второй текучей средой так, чтобы объем был заполнен комбинацией первой текучей среды и второй текучей среды. Объем 42 кольцевого пространства между обсадными колоннами 22 и 40 герметизируется бетонной пробкой 26 и пробкой 28 кольцевого пространства обсадной колонны. Температура текучей среды в объеме 42, содержащем вторую текучую среду, находится в общем в диапазоне 0-100°Р. Для подводных установок температура текучей среды (т.е. первая температура) часто бывает ниже 60 или 40°Р или, например, находится в диапазоне температур 25-35°Р.
Когда начинают добываться углеводородные текучие среды и проходить вверх через эксплуатационный трубопровод 52 наружу из ствола 10 скважины, эти текучие среды имеют в общем более высокую температуру, чем первая температура. Расчетные температуры добываемой текучей среды находятся в диапазоне 50-300°Р, часто встречающимися являются температуры 125-250°Р. Сравнительно более горячие добываемые текучие среды в трубопроводе 52 нагревают текучую среду в замкнутом объеме 42 кольцевого пространства, чтобы текучая среда имела второе давление и вторую температуру. В обычных системах давление текучей среды в герметизированном кольцевом объеме начало бы увеличиваться до значительно более высокого давления при увеличении температуры. По контрасту с этим согласно настоящему изобретению вторая текучая среда, содержащая по меньшей мере один мономер с возможностью полимеризации, заранее выбирается такой, чтобы второе давление внутри ограниченного объема, после того как температура внутри объема повысилась до второй температуры, было бы меньше давления в случае, если замкнутый объем содержал только первую текучую среду при второй температуре.
Преимущества, достигаемые практическим осуществлением изобретения, контрастируют с недостатками обычного способа. Кольцевой объем первоначально заполнен первой текучей средой. Температура первой текучей среды может быть равной температуре окружающей среды или быть ниже в зависимости от условий в стволе скважины во время добавления первой текучей среды. Для стволов подводных скважин первая текучая среда может охлаждаться водой, через которую проходит первая текучая среда по пути от источника на буровой платформе к стволу скважины. При таких условиях первая текучая среда должна иметь температуру в диапазоне 0-100°Р. Для подводных установок температура текучей среды (т.е. первая температура) часто бывает меньше 60 или меньше 40°Р или, например, находится в диапазоне 25-35°Р. После герметизации текучей среды в кольцевом пространстве она нагревается добываемой текучей средой, проходящей вверх через колонну 52 эксплуатационной насосно-компрессорной трубы в стволе скважины; результатом увеличения температуры обычно является увеличение давления, иногда до катастрофических уровней. Более того, может существовать риск искрения и пожара вследствие накопления статического заряда в ограниченном объеме, результатом чего могут быть катастрофические повреждения.
Давление в кольцевом пространстве.
Согласно настоящему изобретению давление в объеме кольцевого пространства регулируется на допустимом уровне способом, раскрытым в этом документе. При практическом осуществлении изобретения ограниченный объем, содержащий текучую среду, нагревается, чтобы текучая среда в ограниченном объеме находилась под вторым давлением и при второй температуре. В одном варианте осуществления второе давление является неизменным по всему ограниченному объему. В другом варианте осуществления второе давление может варьироваться от места к месту в объеме. В этом варианте осуществления, следовательно, второе давление (и вторая температура) относится к конкретному месту, называемому выбранным местом, в кольцевом объеме. Например, кольцевой объем в компоновке обсадной колонны в стволе скважины может иметь протяженность по вертикали в сотни и даже тысячи футов. В связи с этим расчетное гидростатическое давление в заполненном текучей средой стволе скважины на забое ствола скважины превышает давление на устье скважины. В другом варианте осуществления изобретения поэтому настоящий способ направлен на регулирование максимального давления в кольцевом пространстве, принимая во внимание высоту столба гидростатического давления и другие факторы в объеме.
Для целей этого описания заданное давление является давлением, необходимым в кольцевом пространстве во время практического применения настоящего изобретения. В одном варианте осуществления изобретения заданное давление при практическом применении изобретения является вторым давлением, которое ниже давления в случае, если бы объем содержал только первую текучую среду. В другом варианте осуществления изобретения второе давление равно первому давлению в кольцевом объеме. В другом варианте осуществления изобретения вторая текучая среда заранее выбирается такой, чтобы второе давление второй текучей среды, содержащейся в герметизированном кольцевом объеме, при второй температуре превышало первое давление в негерметизированном объеме кольцевого пространства при
- 7 014617 первой температуре и содержании только первой текучей среды не более чем на 50%, предпочтительно не более чем на 30% и наиболее предпочтительно не более чем на 15%.
Во многих случаях первое давление, первая температура, второе давление и вторая температура могут измеряться и количественное значение каждого может быть известно. Специалист-практик должен понимать при этом, что изобретение может во всей своей полноте практически применяться без знания количественных значений этих параметров. Для практического применения изобретения достаточно, чтобы второе давление поддерживалось ниже предельного давления, при котором целостность емкости (т.е. обсадной колонны), в которой содержится текучая среда, подвергается риску в неприемлемой степени.
Вторая система текучей среды.
Как используется в этом документе, текучая среда, которая добавляется в объем кольцевого пространства для регулирования давления в данном объеме, называется второй текучей средой или, альтернативно, текучей средой кольцевого пространства. В этой связи вторая текучая среда имеет свойства теплового расширения, которые вызывают меньшее повышение давления в кольцевом объеме, чем можно было бы ожидать, по существу, от несжимаемой жидкости. Текучая среда, присутствующая в объеме 36 ствола скважины во время установки обсадной колонны 40, а значит, текучая среда, первоначально находящаяся внутри объема 42 кольцевого пространства, когда устанавливается обсадная колонна, называется первой текучей средой. Состав первой текучей среды не является критичным для изобретения и должен, по существу, представлять собой одну из разнообразных текучих сред, используемых в бурении и заканчивании скважины, например буровой раствор, или текучую среду заканчивания. Буровые текучие среды могут выполняться на водной или нефтяной основе и могут дополнительно содержать поверхностно-активные вещества, соли, утяжеляющие добавки и любые другие материалы, необходимые для эффективного охлаждения долота, удаления бурового шлама и защиты и стабилизации ствола скважины для добычи текучей среды. Аналогично, текучие среды заканчивания могут выполняться на водной или нефтяной основе и могут дополнительно содержать материалы для очистки ствола скважины и установленных конструкций при подготовке к извлечению текучих сред из пласта. При практическом осуществлении изобретения первая текучая среда в кольцевом пространстве замещается, по меньшей мере, частично второй текучей средой. В общем вторая текучая среда содержит жидкий компонент и добавочный компонент, который придает необходимые свойства, описанные в данном документе. В одном варианте осуществления изобретения вторая текучая среда является несжимаемой текучей средой. В отдельном варианте осуществления изобретения комбинация первой текучей среды и второй текучей среды является несжимаемой текучей средой, используя обычное значение этого слова. Жидкий компонент может содержать воду, углеводороды или и то, и другое, включая в себя один или несколько компонентов буровой текучей среды. Водные растворы, содержащие растворенные органические и/или неорганические соли, кислоты или основания, могут включаться в состав системы второй текучей среды. Углеводородные смеси, включающие в себя материалы, обычно находящиеся в буровых текучих средах или текучих средах заканчивания, могут включаться в состав. Примеры включают в себя дизельное топливо, смеси С6-С20, спирты, альдегиды, кетоны, эфиры, карбонилы, ароматические углеводороды, парафины и циклопарафины. Эмульсии с дисперсионной водной фазой и прерывной органической фазой могут также включаться в состав; альтернативно, эмульсии с дисперсионной органической фазой и прерывной водной фазой могут включаться в состав. Дополнительно, вторая текучая среда может включать в себя жидкую фазу как дисперсионную фазу и дополнительно включать в себя твердую фазу, которая может присутствовать в качестве суспензии или массивных частиц. Или вторая текучая среда может содержать жидкость как дисперсионную фазу либо слоистую с паровой фазой или содержащую паровую фазу в форме пузырьков в жидкости. В другом варианте осуществления изобретения вторая текучая среда может включать в себя жидкую, паровую и твердую фазы в любой или всех формах, описанных выше. В каждой альтернативе вторая текучая среда имеет нерасчетные свойства расширения по отношению к повышению температуры текучей среды.
Безводные неорганические материалы.
В одном варианте осуществления изобретения вторая текучая среда содержит безводные неорганические материалы в водосодержащей текучей среде-носителе. Добавление безводных неорганических кристаллов или материалов в кольцевой объем абсорбирует избыточную воду в их структуру и облегчает проблему давления в кольцевом пространстве. Например, каждое молекулярное количество безводного сульфата кальция абсорбирует десять молекулярных количеств воды в свою кристаллическую структуру. Также эффективными являются неорганические составы, такие как окись бария и окись кальция, которые также абсорбируют воду. Алюмосиликатные материалы, включающие в себя кристаллические алюмосиликаты, такие как цеолиты, обезвоживают жидкости, захватывая воду на молекулярном уровне. Примерами цеолитов для такого практического применения являются цеолиты ЗА, 4А, 13Х и Υ. Эти цеолиты не увеличиваются в объеме при гидратации и фактически высвобождают воздух во время гидратации. Воздух, высвобождаемый во время гидратации, будет вводиться в ограниченный кольцевой объем. Поскольку воздух имеет возможность сжатия, воздушный карман, образованный гидратацией цеолита, создает буфер давления, когда текучая среда в кольцевом объеме нагревается.
- 8 014617
В предпочтительном варианте осуществления изобретения гранулы абсорбирующего воду неорганического состава могут инкапсулироваться любым материалом, который может медленно растворяться в текучей среде, заключенной в объеме, таким как медленно растворимый полимер, чтобы реакция была достаточно отсрочена для обеспечения времени циркуляции до того, как начнется действие абсорбента. Это также может работать в двухкомпонентных или четырехкомпонентных системах, где вода является малым компонентом смеси, заключенной в объеме (например, 6% воды в балансе минерального масла или другой такой примеси). Не ограничивающие примеры медленно растворимого полимера включают в себя поли(виниловый спирт), карбоксиметилцеллюлозу и желатин.
В отдельном варианте осуществления изобретения по меньшей мере часть неорганических материалов, поданных в кольцевой объем во второй текучей среде, содержит вольфрамат циркония или молибденат циркония, имеющие отрицательный коэффициент теплового расширения.
Полимерные материалы с поперечной межмолекулярной связью.
В отдельном варианте осуществления изобретения один или несколько полимерных материалов с поперечной межмолекулярной связью включаются в состав текучей среды кольцевого пространства этого изобретения для противодействия повышению давления, когда текучая среда кольцевого пространства нагревается в герметизированном объеме. Подходящим для использования в таком качестве может быть любой стабильный по размерам пенный материал с открытыми порами (например, пенополистирол или пенополиуретан). Эффективность полимерного материала для противодействия повышению давления улучшается при устройстве покрытия из медленно растворимого полимера. В таком случае в объем кольцевого пространства вводится полимерный материал с покрытием из медленно растворимого полимера.
Следом за цементированием медленно растворимый полимер растворяется, открывая полимер с поперечной межмолекулярной связью воздействию текучей среды кольцевого пространства. Увеличение давления заставляет полимер разрушаться, что уменьшает давление в кольцевом пространстве и высвобождает пар, бывший первоначально заключенным внутри полимера с поперечной межмолекулярной связью. Как разрушение полимера, так и создание сжимаемого газа содействует уменьшению давления в кольцевом пространстве.
Система полимеризации.
В отдельном варианте осуществления изобретения создается способ регулирования давления в ограниченном объеме посредством создания второй текучей среды, содержащей мономер, который полимеризуется с уменьшением удельного объема под вторым давлением и при температуре в диапазоне между первой температурой и второй температурой. Согласно этому варианту осуществления настоящего изобретения давление в герметизированном объеме кольцевого пространства уменьшается при нагреве полимеризации мономера, который добавляется в текучую среду кольцевого пространства перед его герметизацией. Как водорастворимый мономер, так и водонерастворимый мономер, когда добавляются в объем кольцевого пространства, могут полимеризоваться, что сопровождается уменьшением объема (и связанным с ним уменьшением давления в данном объеме). Результатом такого уменьшения объема в ограниченном объеме изолированного кольцевого пространства будет уменьшение давления в ограниченном объеме, относительно аналогичной системы без полимеризации конкретных мономеров настоящего изобретения.
Мономер изобретения может смешиваться с водой, нефтью или с более сложной смесью, характерной для бурового раствора, включающей в себя компоненты высокой плотности, при подготовке второй текучей среды. Доля мономера, присутствующего во второй текучей среде, должна находиться в диапазоне 1-99% от объема, более предпочтительно 5-75% от объема, еще более предпочтительно 10-50% от объема. Пример второй текучей среды содержит 20% от объема мономера и 80% от объема второго компонента, содержащего воду и материал высокой плотности, такой как сульфат бария.
При полимеризации мономеров, включающей в себя полимеризацию акрилатов, таких как метил акрилат и метилметакрилат, результатом процесса полимеризации может быть 25% уменьшение объема между жидким мономером и твердым полимером. См., например, ЛсгуНс апй МеШасгукс Ейег Ро1утег§, Епсус1орей1а о£ Ро1утег 8аепсе апй Епдшееппд, 2-е изд., 1. Ι<ΐΌ5θι\νίΐζ. ей., 1оЬп ХУйеу & 8оп§, 1пс., Том 1, таблица 20, с. 266 (1985) и Ό.Ά. ТййЬгоок, е1. А1., Ргейкйоп о£ Ро1утеШа1юп 8кппкаде Импд Мо1еси1аг Мойекпд, 1. Ро1у. 8ск; Рай В: Ро1утег Ркумсз, 41, 528-548 (2003). В предпочтительном варианте этого изобретения мономер суспендируется или эмульгируется (с использованием мыла) в воде как водно/масляная смесь с подходящим инициатором (инициаторами) полимеризации, закачивается в кольцевое пространство, и после цементирования происходит полимеризация (вновь, пользуясь преимуществом медленной кинетики при температуре, близкой к точке замерзания) с общим уменьшением объема до 5%, который может достигаться при объемном соотношении 20% мономера и воды в смеси.
Не ограничительные примеры виниловых мономеров, которые могут практически применяться в этом способе полимеризации на месте работ, включают в себя другие акриловые эфиры, метакриловые эфиры, бутадиен, стирен, винилхлорид, Ν-винилпирролидон, Ν-винилкалролактам или другие такие мономеры, растворимые в масле и воде.
- 9 014617
Дополнительные преимущества могут достигаться выбором инициатора процесса полимеризации. Инициатор азо-типа производит азот в качестве побочного продукта процесса полимеризации. Полученная в результате газовая фаза, будучи текучей средой с возможностью сжатия, может вносить вклад в регулирование давления в ограниченном объеме кольцевого пространства, когда текучая среда кольцевого пространства нагревается добываемой текучей средой, проходящей через эксплуатационную колонну насосно-компрессорных труб.
Пероксидный инициатор также может использоваться в зависимости от температурных и химических ограничений добываемой текучей среды. Альтернативно, также может использоваться система окислительно-восстановительного инициатора, такая как персульфат аммония и активатор Ν,Ν,Ν'Ν'-тетраметилэтилендиамин, или персульфат калия, или активатор сульфат железа/бисульфит натрия при инкапсулировании, как упомянуто выше для регулирования синхронизации прохождения полимеризации.
Материал, содержащий газ.
В другом варианте осуществления изобретения добавление материала, создающего газ, создает газовые карманы с возможностью сжатия, что ослабляет проблему давления в кольцевом пространстве. Материал, создающий газ, подходящий для настоящего изобретения, может содержать комбинирование лимонной кислоты и бикарбоната в весовом соотношении 1:2 с небольшим количеством экстракта гамамелиса в пластичный продукт, который выделяет углекислый газ при гидрировании водой.
Предпочтительно гранулы данного материала покрываются и/или инкапсулируются полимером, медленно растворимым водой, как описано выше. При практическом применении этих гранул в изобретении гранулы с покрытием закачиваются в объеме кольцевого пространства, который затем герметизируется, как описано. Синхронное высвобождение гранул создает выделяемый газ, который заключается на верхних уровнях кольцевого объема.
Двухкомпонентная система текучей среды.
В другом варианте осуществления изобретения система второй текучей среды является двухкомпонентной системой, содержащей две жидкости, имеющие отрицательный объемный коэффициент смешивания. Отрицательный объемный коэффициент смешивания означает свойство двух жидкостей при смешивании вместе иметь объем смеси, меньший суммы объемов жидкостей до смешивания. Примеры текучих сред с таким свойством включают в себя смесь спирта с водной текучей средой. Примеры спиртов включают в себя спирты С1-С8; предпочтительными спиртами являются метанол, этанол, пропанол и бутанол. В этом случае водная текучая среда может являться буровым раствором, присутствующим в кольцевом пространстве после установки обсадной колонны.
Важно поддержание спирта в качестве отдельной фазы после герметизации кольцевого объема перед формированием смеси со второй текучей средой. В одном варианте осуществления изобретения спирт закачивается в кольцевое пространство, как сравнительно чистая пробка; при этом основное смешивание спиртовой фазы с водной фазой происходит в объеме кольцевого пространства после его герметизации. Альтернативно, спирт инкапсулируется любым материалом, который может медленно растворяться в заключенной в объеме текучей среде, таким как медленно растворимый полимер, чтобы смешивание двух фаз могло быть достаточно отсрочено для обеспечения смешивания после герметизации объема. Не ограничивающие примеры медленно растворимого полимера включают в себя поли(виниловый спирт), карбоксиметилцеллюлозу и желатин.
Таким образом, до нагрева кольцевого пространства или во время его нагрева при добыче горячих текучих сред медленно растворимый полимер растворяется и спиртовая фаза смешивается с водной фазой, в результате чего получается уменьшение давления в кольцевом пространстве по сравнению с давлением, которое могло иметь место, если бы спиртовая фаза не добавлялась, как это описано. При осуществлении этого варианта изобретения спиртовая фаза добавляется в объеме до 90%, предпочтительно в объеме 5-80%, более предпочтительно в объеме 10-50% от общего объема жидкости в кольцевом объеме, при этом конкретный объем зависит от конкретных условий применения.
Примеры
Лабораторные эксперименты продемонстрировали эффективное снижение объема смеси метилметакрилата в процессе полимеризации эмульсии, и примером, приведенным ниже, подтверждается, что способ работает в устройстве, которое удерживает объем постоянным, при этом выполняя мониторинг давления в цикле нагревания (пример 1) и в полевом эксперименте с использованием 500 футовой испытательной скважины (пример 2).
Пример 1.
Скваженный герметический пробоотборник был заполнен водной текучей средой с начальным манометрическим давлением 200 фунтов/кв.дюйм. Затем пробоотборник был загерметизирован для предотвращения ухода текучей среды из пробоотборника и нагрет с 24 до 100°С. Как показано на фиг. 3, манометрическое давление текучей среды в забойном герметическом пробоотборнике увеличилось во время цикла нагрева до 14000 фунтов/кв. дюйм.
- 10 014617
Использовавшийся пробоотборник заполнялся текучей средой водной эмульсии, содержавшей 20% от объема загрузки метилметакрилата (с инициирующей добавкой азо-типа) при начальном манометрическом давлении 200 фунтов/кв.дюйм. Затем пробоотборник был загерметизирован для предотвращения ухода текучей среды из забойного герметического пробоотборника и нагрет с 24 до 100°С. Как показано на фиг. 3, манометрическое давление текучей среды в пробоотборнике увеличилось во время цикла нагрева до 3000 фунтов/кв.дюйм при меньшей скорости повышения, чем при использовании только водной текучей среды. При температуре около 70°С инициировалась полимеризация мономера метилметакрилата, и давление внутри пробоотборника уменьшилось ниже первоначального давления в пробоотборнике.
Пример 2.
Проводился полевой эксперимент увеличенного масштаба. Использовалась вода на глубине 500 футов в кольцевом пространстве, ограниченном 7- и 9-5/8-дюймовыми обсадными колоннами. После помещения текучей среды в кольцевом пространстве было создано предварительное манометрическое давление 500 фунтов/кв.дюйм, а затем кольцевое пространство было нагрето циркуляцией горячей воды внутри 7-дюймовой трубы в течение 2 ч, температура на входе была 190°Б, а на выходе 160°Б (по причине абсорбции тепла пластом на забое). В результате было получено манометрическое давление около 2100 фунтов/кв.дюйм.
В той же испытательной скважине была использована эмульсия, содержавшая 20% от объема загрузки метилметакрилата (с инициирующей добавкой азо-типа), аналогичная использованной в примере
1. Через несколько минут после создания предварительного манометрического давления 500 фунтов/кв.дюйм было замечено, что давление упало до нуля, поэтому в кольцевом пространстве вновь создали манометрическое давление 500 фунтов/кв.дюйм. В течение 2 ч температура повышалась так же, как ранее, и было замечено, что температуры на входе и выходе были практически одинаковыми в результате получения тепла при реакции полимеризации. Давление вновь уменьшилось до нуля и затем медленно увеличилось до окончательного устойчивого манометрического давления 240 фунтов/кв.дюйм (фиг. 4). Значительное падение давления происходило вследствие сокращения мономера в полимер. Пробы, отобранные в конце эксперимента, были проанализированы для мономера и для полимера. Имелось свидетельство незначительных количеств мономера (<1%), полимер имел средний молекулярный вес около 3 миллионов.
Claims (22)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ регулирования давления в ограниченном объеме, содержащем первую текучую среду, имеющую первое давление и первую температуру, включающий замещение по меньшей мере части первой текучей среды в объеме второй текучей средой, содержащей полимеризируемый мономер, герметизацию объема для получения ограниченного объема, нагрев текучей среды в ограниченном объеме до достижения текучей средой второго давления и второй температуры, регулирование давления в ограниченном объеме за счет уменьшения объема текучей среды, обусловленного полимеризацией мономера, присутствующего во второй текучей среде, при этом мономер полимеризируется при втором давлении и при температуре, находящейся между первой и второй температурами.
- 2. Способ по п.1, в котором объем является объемом кольцевого пространства.
- 3. Способ по п.1, в котором объем кольцевого пространства ограничен двумя концентрическими обсадными колоннами в стволе скважины.
- 4. Способ по п.1, в котором первая температура находится в диапазоне от -17,8 до 37,8°С (0-100°Б).
- 5. Способ по п.1, в котором вторая температура находится в диапазоне от 10 до 149°С (50-300°Б).
- 6. Способ по п.1, в котором вторая температура находится в диапазоне от 51,7 до 121°С (125-250°Б).
- 7. Способ по п.1, в котором текучая среда в ограниченном объеме при его герметизации находится под первым давлением и при первой температуре.
- 8. Способ по п.1, в котором первое давление является максимальным давлением первой текучей среды в объеме и второе давление является максимальным давлением текучей среды в объеме при нагреве текучей среды.
- 9. Способ по п.1, в котором первое давление текучей среды при первой температуре существует в выбранном месте в объеме и второе давление текучей среды при второй температуре существует в том же выбранном месте в объеме.
- 10. Способ по п.1, в котором полимеризируемый мономер выбирают из группы, включающей в себя акрилаты и метилакрилаты.
- 11. Способ по п.10, в котором процесс полимеризации мономера инициируется инициирующей добавкой, которую выбирают из группы, включающей в себя инициирующую добавку азо-типа, пероксидную инициирующую добавку или систему персульфат аммония/М,Н,Н'И'-тетраметилэтилендиамин окислительно-восстановительной инициирующей добавки.
- 12. Способ по п.1, в котором полимеризируемый мономер выбран из группы, состоящей из эфиров акриловой кислоты, эфиров метакриловой кислоты, бутадинена, стирола, хлористого винила, Ν-винилпирролидона, Ν-винилкапролактана.- 11 014617
- 13. Способ регулирования давления в объеме кольцевого пространства между внешней поверхностью компоновки обсадных колонн и внутренней поверхностью ствола скважины, содержащем первую текучую среду, имеющую первое давление и первую температуру, включающий замещение по меньшей мере части первой текучей среды в объеме кольцевого пространства второй текучей средой, содержащей полимеризируемый мономер, герметизацию объема кольцевого пространства для получения ограниченного объема, нагрев текучей среды в ограниченном объеме добываемой текучей средой, проходящей через эксплуатационную колонну насосно-компрессорных труб, до достижения текучей средой второго давления и второй температуры, регулирование давления в ограниченном объеме за счет уменьшения объема текучей среды, обусловленного полимеризацией мономера, присутствующего во второй текучей среде, при этом мономер полимеризируется при втором давлении и при температуре, находящейся между первой и второй температурами.
- 14. Способ по п.13, в котором второе давление превышает не более чем на 50% первое давление.
- 15. Способ по п.13, в котором второе давление превышает не более чем на 30% первое давление.
- 16. Способ по п.13, в котором второе давление превышает не более чем на 15% первое давление.
- 17. Способ по п.13, в котором второе давление равно первому давлению.
- 18. Способ регулирования на глубине максимального давления в объеме кольцевого пространства между внешней поверхностью компоновки обсадных колонн и внутренней поверхностью ствола скважины, содержащем первую текучую среду, имеющую первое давление и первую температуру, включающий замещение по меньшей мере части первой текучей среды в объеме кольцевого пространства второй текучей средой, содержащей полимеризируемый мономер, герметизацию объема кольцевого пространства для получения ограниченного объема, нагрев текучей среды в ограниченном объеме добываемой текучей средой, проходящей через эксплуатационную колонну насосно-компрессорных труб, до достижения текучей средой второго давления и второй температуры, регулирование давления в ограниченном объеме за счет уменьшения объема текучей среды, обусловленного полимеризацией мономера, присутствующего во второй текучей среде, при этом мономер полимеризируется при втором давлении и при температуре, находящейся между первой и второй температурами.
- 19. Способ регулирования давления в объеме кольцевого пространства между внешней поверхностью компоновки обсадных колонн и внутренней поверхностью ствола скважины, содержащем первую текучую среду, имеющую первое давление и первую температуру, включающий замещение по меньшей мере части первой текучей среды в объеме кольцевого пространства второй текучей средой с системой полимеризации, включающей полимеризируемый мономер, герметизацию объема кольцевого пространства для получения ограниченного объема, нагрев текучей среды в ограниченном объеме добываемой текучей средой, проходящей через эксплуатационную колонну насосно-компрессорных труб, до достижения текучей средой второго давления и второй температуры, регулирование давления в ограниченном объеме за счет уменьшения объема текучей среды, обусловленного полимеризацией мономера, присутствующего во второй текучей среде, при этом мономер полимеризируется при втором давлении и при температуре, находящейся между первой и второй температурами.
- 20. Способ по п.19, в котором система полимеризации содержит инициирующую добавку и мономер, выбранный из группы, включающей в себя акрилаты и метилакрилаты.
- 21. Способ по п.20, в котором инициирующую добавку выбирают из группы, включающей в себя инициирующую добавку азо-типа, пероксидную инициирующую добавку или систему персульфат аммония^Ш,№№-тетраметилэтилендиамин окислительно-восстановительной инициирующей добавки.
- 22. Способ по п.19, в котором система полимеризации содержит инициирующую добавку и мономер, выбранный из группы, состоящей из эфиров акриловой кислоты, эфиров метакриловой кислоты, бутадинена, стирола, хлористого винила, Ν-винилпирролидона, Ν-винилкапролактана.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US11/282,424 US7441599B2 (en) | 2005-11-18 | 2005-11-18 | Controlling the pressure within an annular volume of a wellbore |
| PCT/US2006/044611 WO2007061816A2 (en) | 2005-11-18 | 2006-11-16 | Controlling the pressure within an annular volume of a wellbore |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200801361A1 EA200801361A1 (ru) | 2009-02-27 |
| EA014617B1 true EA014617B1 (ru) | 2010-12-30 |
Family
ID=38052354
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200801361A EA014617B1 (ru) | 2005-11-18 | 2006-11-16 | Способы регулирования давления в кольцевом пространстве ствола скважины |
Country Status (12)
| Country | Link |
|---|---|
| US (5) | US7441599B2 (ru) |
| EP (1) | EP1948902A4 (ru) |
| JP (1) | JP4825989B2 (ru) |
| CN (5) | CN101506465B (ru) |
| AU (1) | AU2006318802B2 (ru) |
| BR (1) | BRPI0618733A2 (ru) |
| CA (1) | CA2630337C (ru) |
| EA (1) | EA014617B1 (ru) |
| MY (4) | MY154447A (ru) |
| TR (1) | TR200803529T1 (ru) |
| WO (1) | WO2007061816A2 (ru) |
| ZA (5) | ZA200805283B (ru) |
Families Citing this family (55)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7441599B2 (en) * | 2005-11-18 | 2008-10-28 | Chevron U.S.A. Inc. | Controlling the pressure within an annular volume of a wellbore |
| US20070114034A1 (en) * | 2005-11-18 | 2007-05-24 | Chevron U.S.A. Inc. | Controlling pressure and static charge build up within an annular volume of a wellbore |
| WO2007092956A2 (en) | 2006-02-09 | 2007-08-16 | Weatherford/Lamb, Inc. | Managed pressure and/or temperature drilling system and method |
| US8673827B1 (en) | 2007-11-28 | 2014-03-18 | Los Alamos National Security, Llc | Method of analysis of polymerizable monomeric species in a complex mixture |
| US8100179B2 (en) * | 2008-02-19 | 2012-01-24 | Chevron U.S.A. Inc. | Production and delivery of a fluid mixture to an annular volume of a wellbore |
| US20090272545A1 (en) * | 2008-04-30 | 2009-11-05 | Altarock Energy, Inc. | System and method for use of pressure actuated collapsing capsules suspended in a thermally expanding fluid in a subterranean containment space |
| US7604057B1 (en) * | 2008-05-22 | 2009-10-20 | Tesco Corporation (Us) | Incremental U-tube process to retrieve of bottom hole assembly during casing while drilling operations |
| US8066074B2 (en) * | 2008-11-18 | 2011-11-29 | Chevron U.S.A. Inc. | Systems and methods for mitigating annular pressure buildup in an oil or gas well |
| CN101624819B (zh) * | 2009-07-28 | 2010-12-29 | 四川大学 | 双涡室掺气型漩流竖井 |
| CA2715700A1 (en) * | 2009-09-03 | 2011-03-03 | Schlumberger Canada Limited | Methods for servicing subterranean wells |
| US8215393B2 (en) * | 2009-10-06 | 2012-07-10 | Schlumberger Technology Corporation | Method for treating well bore within a subterranean formation |
| US8360151B2 (en) * | 2009-11-20 | 2013-01-29 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for mitigation of annular pressure buildup in subterranean wells |
| US8353351B2 (en) * | 2010-05-20 | 2013-01-15 | Chevron U.S.A. Inc. | System and method for regulating pressure within a well annulus |
| US20110315381A1 (en) * | 2010-06-25 | 2011-12-29 | Foy Streetman | Compositions and method for use in plugging a well |
| WO2012106028A1 (en) * | 2011-02-03 | 2012-08-09 | Exxonmobill Upstream Research Company | Systems and methods for managing pressure in casing annuli of subterranean wells |
| US9217101B2 (en) * | 2011-04-07 | 2015-12-22 | Los Alamos National Security, Llc | Low-melting elemental metal or fusible alloy encapsulated polymerization initiator for delayed initiation |
| CA2831721C (en) * | 2011-04-19 | 2018-10-09 | Landmark Graphics Corporation | Determining well integrity |
| US8651185B2 (en) * | 2011-05-09 | 2014-02-18 | Los Alamos National Security, Llc | Reducing or stopping the uncontrolled flow of fluid such as oil from a well |
| US9096467B2 (en) | 2012-08-27 | 2015-08-04 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for completing subterranean wells |
| US9574419B2 (en) | 2012-08-27 | 2017-02-21 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for completing subterranean wells |
| CN102942911B (zh) * | 2012-11-22 | 2015-03-04 | 吉林冠通能源科技有限公司 | 一种应用于低产低渗透油井加氢热气化学增产的溶液组份 |
| US10265192B2 (en) | 2013-07-03 | 2019-04-23 | Spine Innovation, Llc | Methods and apparatus for implanting an interbody device |
| US9631132B2 (en) * | 2013-07-11 | 2017-04-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Mitigating annular pressure buildup using temperature-activated polymeric particulates |
| CN103324214B (zh) * | 2013-07-19 | 2015-09-16 | 嘉华特种水泥股份有限公司 | 一种用于油井水泥养护釜的恒压压力控制方法 |
| CN103439990B (zh) * | 2013-07-19 | 2015-12-09 | 嘉华特种水泥股份有限公司 | 一种用于油井水泥养护釜的恒压压力控制系统 |
| SG11201602438TA (en) * | 2013-10-31 | 2016-04-28 | Landmark Graphics Corp | Determining pressure within a sealed annulus |
| US9546313B2 (en) * | 2013-12-13 | 2017-01-17 | Brian Henry Tomlinson | Compositions and methods for controlling wellsite fluid and gas flow |
| US9458703B2 (en) | 2013-12-26 | 2016-10-04 | Superior Graphite Co. | Compressible carbonaceous particulate material and method of making same |
| WO2015147806A1 (en) * | 2014-03-25 | 2015-10-01 | Halliburton Energy Services Inc. | Method and apparatus for managing annular fluid expansion and pressure within a wellbore |
| US9845731B2 (en) | 2014-09-24 | 2017-12-19 | United Technologies Corporation | Self-modulated cooling on turbine components |
| US20170247983A1 (en) * | 2014-10-16 | 2017-08-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for mitigating annular pressure buildup in a wellbore using materials having a negative coefficient of thermal expansion |
| KR200482100Y1 (ko) * | 2015-07-09 | 2016-12-15 | 한국해양과학기술원 | 선저플러그 파손방지용 케이싱유니트 |
| US9976071B2 (en) | 2015-08-12 | 2018-05-22 | King Fahd University Of Petroleum And Minerals | Enhanced oil recovery processes |
| CN106761554B (zh) * | 2016-12-20 | 2019-06-11 | 中国石油天然气股份有限公司 | 深水油气井套管圈闭空间的压力释放装置 |
| WO2019038643A1 (en) | 2017-08-23 | 2019-02-28 | Vallourec Tube-Alloy, Llc | DEVICE AND METHOD FOR MITIGATING ANNULAR PRESSURE ACCUMULATION IN AN ANNULAR SPACE FOR WELLBORE TUBING |
| WO2019059890A1 (en) | 2017-09-19 | 2019-03-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | MITIGATION OF ANNULAR PRESSURE ACCUMULATION USING AN ACID-INTAKE POLYMERIC SYSTEM |
| CN108131130A (zh) * | 2017-12-05 | 2018-06-08 | 中国石油天然气集团公司 | 对气井井口套管环空压力监测数据的分析方法及其装置 |
| CN108005612A (zh) * | 2017-12-11 | 2018-05-08 | 中国海洋石油集团有限公司 | 五开次深水井环空压力管理方法 |
| CN109097011B (zh) * | 2018-08-13 | 2021-04-30 | 西南石油大学 | 一种基于地温加热的胶囊型膨胀体及其用于封堵地层漏失及其提高地层承载能力的方法 |
| US11434406B2 (en) | 2018-11-12 | 2022-09-06 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method of designing compressible particles having buoyancy in a confined volume |
| WO2020102263A1 (en) | 2018-11-12 | 2020-05-22 | Exxonmobil Upstream Research Company | Buoyant particles designed for compressibility |
| WO2020102258A1 (en) | 2018-11-12 | 2020-05-22 | Exxonmobil Upstream Research Company | A fluid mixture containing compressible particles |
| WO2020102262A1 (en) | 2018-11-12 | 2020-05-22 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method of placing a fluid mixture containing compressible particles into a wellbore |
| WO2021040778A1 (en) * | 2019-08-23 | 2021-03-04 | Landmark Graphics Corporation | Method for predicting annular fluid expansion in a borehole |
| NO20220081A1 (en) * | 2019-08-23 | 2022-01-19 | Landmark Graphics Corp | System and method for dual tubing well design and analysis |
| DE102019006214A1 (de) * | 2019-09-03 | 2021-03-04 | Erdwerk GmbH | Vorrichtung und Verfahren zum Druckabsichern von Tiefenbohrungen |
| US11215032B2 (en) | 2020-01-24 | 2022-01-04 | Saudi Arabian Oil Company | Devices and methods to mitigate pressure buildup in an isolated wellbore annulus |
| US11814932B2 (en) * | 2020-04-07 | 2023-11-14 | ExxonMobil Technology and Engineering Company | Method of attenuating annular pressure buildup using compressible particles |
| US11261712B2 (en) | 2020-04-22 | 2022-03-01 | Saudi Arabian Oil Company | System and method for automated well annulus pressure control |
| US11639462B2 (en) * | 2020-11-30 | 2023-05-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Intentional degradation of hollow particles for annular pressure build-up mitigation |
| WO2022135620A1 (es) * | 2020-12-23 | 2022-06-30 | BLANCO MOGOLLON, Fernando Antonio | Regulador de presión para inyección de polímeros |
| CN112798043B (zh) * | 2020-12-31 | 2021-10-26 | 北京石油化工学院 | 一种海洋油气柔性软管环空无损检测装置及方法 |
| US11448061B1 (en) * | 2021-03-04 | 2022-09-20 | Saudi Arabian Oil Company | Monitoring downhole leaks |
| US11377938B1 (en) | 2021-12-21 | 2022-07-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Perforations using fluids containing hollow spheres |
| US20240102358A1 (en) * | 2022-09-26 | 2024-03-28 | Saudi Arabian Oil Company | Controlling a wellbore pressure |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4846278A (en) * | 1986-05-21 | 1989-07-11 | Du Pont (Australia) Ltd. | Borehole plug and method |
| US7066284B2 (en) * | 2001-11-14 | 2006-06-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for a monodiameter wellbore, monodiameter casing, monobore, and/or monowell |
| US7096944B2 (en) * | 2004-03-02 | 2006-08-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well fluids and methods of use in subterranean formations |
Family Cites Families (37)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3527168A (en) * | 1960-12-05 | 1970-09-08 | Minnesota Mining & Mfg | Solid propellant grain containing metal macrocapsules of fuel and oxidizer |
| US3223761A (en) * | 1962-04-30 | 1965-12-14 | Union Carbide Corp | Melt extrusion of multi-wall plastic tubing |
| US3352790A (en) | 1964-02-21 | 1967-11-14 | Gen Aniline & Film Corp | Process and compositions for dry cleaning |
| US3417816A (en) * | 1967-06-29 | 1968-12-24 | Gulf Research Development Co | Method of cementing well casing |
| US3954632A (en) | 1973-02-16 | 1976-05-04 | The Procter & Gamble Company | Softening additive and detergent composition |
| FR2234448B1 (ru) * | 1973-06-25 | 1977-12-23 | Petroles Cie Francaise | |
| US4184790A (en) * | 1977-03-01 | 1980-01-22 | C. Nelson Shield, Jr., Trustee | Submerged pile grouting |
| GB2079348B (en) * | 1980-03-03 | 1983-08-17 | Mobell Blowout Services Ltd | Annulus plugging |
| US4588031A (en) * | 1983-01-24 | 1986-05-13 | Oliver Jr John E | Well cementing process |
| US4883125A (en) | 1987-12-11 | 1989-11-28 | Atlantic Richfield Company | Cementing oil and gas wells using converted drilling fluid |
| US4947935A (en) * | 1989-07-14 | 1990-08-14 | Marathon Oil Company | Kill fluid for oil field operations |
| US5038865A (en) * | 1989-12-29 | 1991-08-13 | Cooper Industries, Inc. | Method of and apparatus for protecting downhole equipment |
| US5552377A (en) * | 1993-04-20 | 1996-09-03 | Kindred; Jack E. | Mud sweep and spacer composition |
| US5866516A (en) | 1993-08-17 | 1999-02-02 | Costin; C. Richard | Compositions and methods for solidifying drilling fluids |
| TW324728B (en) * | 1994-04-27 | 1998-01-11 | Mitsui Toatsu Chemicals | Soft polyurethane foam and process of producing the same |
| US5514360A (en) * | 1995-03-01 | 1996-05-07 | The State Of Oregon, Acting By And Through The Oregon State Board Of Higher Education, Acting For And On Behalf Of Oregon State University | Negative thermal expansion materials |
| US5866515A (en) * | 1995-07-19 | 1999-02-02 | Basf Corporation | Superconductor composite |
| US6009945A (en) * | 1997-02-20 | 2000-01-04 | T-Rex Technology, Inc. | Oil well tool |
| US5919720A (en) * | 1997-04-15 | 1999-07-06 | State Of Oregon Acting By And Through The State Board Of Higher Education On Behalf Of Oregon State University | Materials with low or negative thermal expansion |
| US5927405A (en) | 1997-06-13 | 1999-07-27 | Abb Vetco Gray, Inc. | Casing annulus remediation system |
| US6183716B1 (en) * | 1997-07-30 | 2001-02-06 | State Of Oregon Acting By And Through The State Board Of Higher Education Of Behalf Of Oregon State University | Solution method for making molybdate and tungstate negative thermal expansion materials and compounds made by the method |
| US6164378A (en) * | 1998-01-20 | 2000-12-26 | Baker Hughes Incorporated | Pressure-compensation system |
| US6187839B1 (en) | 1999-03-03 | 2001-02-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of sealing compositions and methods |
| GB2358204B (en) * | 2000-01-14 | 2002-09-18 | Fmc Corp | Subsea completion annulus monitoring and bleed down system |
| US6780507B2 (en) * | 2000-02-09 | 2004-08-24 | Analytical Research Systems, Inc. | Hydrocapsules and method of preparation thereof |
| KR100416250B1 (ko) | 2001-02-05 | 2004-01-24 | 삼성전자주식회사 | 시분할 방식의 행렬연산기 |
| US6457528B1 (en) * | 2001-03-29 | 2002-10-01 | Hunting Oilfield Services, Inc. | Method for preventing critical annular pressure buildup |
| DE10123885A1 (de) * | 2001-05-16 | 2002-12-12 | Bayer Ag | Verfahren zum Abfüllen von feuchtem, klebrigem Schüttgut |
| GB2395736B (en) * | 2001-08-17 | 2005-08-10 | Kvaerner Oilfield Products Ltd | Annulus monitoring system |
| US6745844B2 (en) * | 2002-03-19 | 2004-06-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hydraulic power source for downhole instruments and actuators |
| WO2004038164A2 (en) | 2002-09-12 | 2004-05-06 | M-I L.L.C. | Remediation treatment of sustained casing pressures (scp) in wells with top down surface injection of fluids and additives |
| US7048059B2 (en) | 2002-10-15 | 2006-05-23 | Baker Hughes Incorporated | Annulus pressure control system for subsea wells |
| US6938707B2 (en) * | 2003-05-15 | 2005-09-06 | Chevron U.S.A. Inc. | Method and system for minimizing circulating fluid return losses during drilling of a well bore |
| US6935910B2 (en) * | 2003-09-12 | 2005-08-30 | John Laine | Watersport board fin assembly and methods of using same |
| US7642223B2 (en) * | 2004-10-18 | 2010-01-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of generating a gas in a plugging composition to improve its sealing ability in a downhole permeable zone |
| US7441599B2 (en) * | 2005-11-18 | 2008-10-28 | Chevron U.S.A. Inc. | Controlling the pressure within an annular volume of a wellbore |
| US20070114034A1 (en) * | 2005-11-18 | 2007-05-24 | Chevron U.S.A. Inc. | Controlling pressure and static charge build up within an annular volume of a wellbore |
-
2005
- 2005-11-18 US US11/282,424 patent/US7441599B2/en active Active
-
2006
- 2006-11-16 CN CN2006800498059A patent/CN101506465B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2006-11-16 CN CN201110230364.5A patent/CN102305046B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2006-11-16 JP JP2008541358A patent/JP4825989B2/ja not_active Expired - Fee Related
- 2006-11-16 ZA ZA200805283A patent/ZA200805283B/xx unknown
- 2006-11-16 MY MYPI2011004707A patent/MY154447A/en unknown
- 2006-11-16 EA EA200801361A patent/EA014617B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-11-16 WO PCT/US2006/044611 patent/WO2007061816A2/en active Application Filing
- 2006-11-16 BR BRPI0618733-1A patent/BRPI0618733A2/pt not_active IP Right Cessation
- 2006-11-16 MY MYPI2011004708A patent/MY154448A/en unknown
- 2006-11-16 CA CA2630337A patent/CA2630337C/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-11-16 AU AU2006318802A patent/AU2006318802B2/en not_active Ceased
- 2006-11-16 EP EP20060827858 patent/EP1948902A4/en not_active Withdrawn
- 2006-11-16 MY MYPI2011004643A patent/MY154446A/en unknown
- 2006-11-16 CN CN201110230367.9A patent/CN102305047B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2006-11-16 CN CN201110230438.5A patent/CN102305048B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2006-11-16 TR TR200803529T patent/TR200803529T1/xx unknown
- 2006-11-16 CN CN201110230368.3A patent/CN102261230B/zh not_active Expired - Fee Related
-
2008
- 2008-05-16 MY MYPI20081656A patent/MY153031A/en unknown
- 2008-10-10 US US12/249,852 patent/US7743830B2/en active Active
-
2009
- 2009-06-17 ZA ZA2009/04234A patent/ZA200904234B/en unknown
- 2009-12-17 US US12/641,257 patent/US7963333B2/en active Active
- 2009-12-17 US US12/641,272 patent/US7950460B2/en active Active
-
2010
- 2010-03-12 US US12/723,528 patent/US7870905B2/en active Active
- 2010-05-19 ZA ZA2010/03546A patent/ZA201003546B/en unknown
- 2010-12-14 ZA ZA2010/09001A patent/ZA201009001B/en unknown
- 2010-12-14 ZA ZA2010/09000A patent/ZA201009000B/en unknown
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4846278A (en) * | 1986-05-21 | 1989-07-11 | Du Pont (Australia) Ltd. | Borehole plug and method |
| US7066284B2 (en) * | 2001-11-14 | 2006-06-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for a monodiameter wellbore, monodiameter casing, monobore, and/or monowell |
| US7096944B2 (en) * | 2004-03-02 | 2006-08-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well fluids and methods of use in subterranean formations |
Also Published As
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA014617B1 (ru) | Способы регулирования давления в кольцевом пространстве ствола скважины | |
| US8100179B2 (en) | Production and delivery of a fluid mixture to an annular volume of a wellbore | |
| EP1725739A1 (en) | Improved well fluids and methods of use in subterranean formations | |
| US7510005B2 (en) | Controlling pressure and static charge build up within an annular volume of a welllbore | |
| AU2011205200B2 (en) | Controlling the pressure within an annular volume of a wellbore | |
| AU2011205214B2 (en) | Controlling the pressure within an annular volume of a wellbore | |
| AU2011205201B2 (en) | Controlling the pressure within an annular volume of a wellbore | |
| AU2011205212B2 (en) | Controlling the pressure within an annular volume of a wellbore |
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 |