EP0698136B1 - Structure tubulaire de preforme ou de matrice pour le tubage d'un puits - Google Patents

Structure tubulaire de preforme ou de matrice pour le tubage d'un puits Download PDF

Info

Publication number
EP0698136B1
EP0698136B1 EP94915185A EP94915185A EP0698136B1 EP 0698136 B1 EP0698136 B1 EP 0698136B1 EP 94915185 A EP94915185 A EP 94915185A EP 94915185 A EP94915185 A EP 94915185A EP 0698136 B1 EP0698136 B1 EP 0698136B1
Authority
EP
European Patent Office
Prior art keywords
preform
fact
matrix
assembly according
strands
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Expired - Lifetime
Application number
EP94915185A
Other languages
German (de)
English (en)
Other versions
EP0698136A1 (fr
Inventor
Eric Bertet
Jean-Marie Gueguen
Jean-Louis Saltel
Frédéric SIGNORI
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Drillflex
Original Assignee
Drillflex
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Drillflex filed Critical Drillflex
Publication of EP0698136A1 publication Critical patent/EP0698136A1/fr
Application granted granted Critical
Publication of EP0698136B1 publication Critical patent/EP0698136B1/fr
Anticipated expiration legal-status Critical
Expired - Lifetime legal-status Critical Current

Links

Images

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
    • E21B29/00—Cutting or destroying pipes, packers, plugs or wire lines, located in boreholes or wells, e.g. cutting of damaged pipes, of windows; Deforming of pipes in boreholes or wells; Reconditioning of well casings while in the ground
    • E21B29/10—Reconditioning of well casings, e.g. straightening
    • D—TEXTILES; PAPER
    • D04—BRAIDING; LACE-MAKING; KNITTING; TRIMMINGS; NON-WOVEN FABRICS
    • D04C—BRAIDING OR MANUFACTURE OF LACE, INCLUDING BOBBIN-NET OR CARBONISED LACE; BRAIDING MACHINES; BRAID; LACE
    • D04C1/00—Braid or lace, e.g. pillow-lace; Processes for the manufacture thereof
    • D04C1/06—Braid or lace serving particular purposes
    • 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
    • E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
    • 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
    • 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
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/02—Subsoil filtering
    • E21B43/10—Setting of casings, screens, liners or the like in wells
    • E21B43/103—Setting of casings, screens, liners or the like in wells of expandable casings, screens, liners, or the like
    • E21B43/105—Expanding tools specially adapted therefor
    • D—TEXTILES; PAPER
    • D10—INDEXING SCHEME ASSOCIATED WITH SUBLASSES OF SECTION D, RELATING TO TEXTILES
    • D10B—INDEXING SCHEME ASSOCIATED WITH SUBLASSES OF SECTION D, RELATING TO TEXTILES
    • D10B2505/00—Industrial
    • D10B2505/02—Reinforcing materials; Prepregs

Definitions

  • the present invention relates to an assembly consisting of a preform tubular and of a recoverable matrix for the casing of a well, in particular a well of oil drilling.
  • casing a tube for consolidating a well
  • preform a structure tubular which is initially flexible and is then hardened to bind intimately and to remains against the wall of a well (thus constituting a casing)
  • matrix a flexible and recoverable structure used as a tool to dilate the preform and apply it against the wall of the well before it hardens.
  • production tubing refers to a tube coaxial with a casing, and smaller diameter, allowing the fluid produced by the well to be transported (water or oil especially).
  • the tubular preform in its folded form, has a lower radial section of about half of its developed radial section, which in most cases is sufficient, but may not be sufficient for some applications.
  • the objective of the present invention is to solve this problem by proposing a preform-matrix set whose structure presents a deformable geometry able to be applied to the walls of the tube hole (or casing to line) without however exceeding certain limits, this deformation being controlled and variable depending on the different applications.
  • Another objective of the invention is to propose an assembly whose preform has a significantly higher degree of expansion than those obtained with the devices known of the aforementioned genre, the expansion of the preform being done in two stages, all first by radial deployment, then by radial expansion.
  • the inflatable sleeve Admittedly, the inflatable sleeve is removable in the event of degradation, but the assembly does not operate in normal service without the sleeve; moreover, the structure tubular is not polymerizable and cannot be hardened to be intimately and remains against the wall of the well.
  • the assembly which is the subject of the present invention consists of a radially expandable tubular preform, and a recoverable matrix serving as a tool to expand the preform.
  • this braiding comprises two series wicks symmetrically intersecting on either side of the generators of the tubular structure, that is to say in relation to its longitudinal axis, the wicks of each series being parallel to each other.
  • each of the series of wicks forms an acute angle with the longitudinal axis which is between 10 ° and 30 °, and is preferably of the order of 20 °, when the structure is in its radially contracted state, while this angle is between 50 ° and 70 ° when the structure is in its radially expanded state.
  • the locks are flat, affecting the shape of ribbons.
  • the preform has several braided wick structures fitted coaxially one inside the other.
  • the preform is flexible enough to be able to be folded in on itself longitudinally when the structure is in its state radially contracted.
  • the preform or the matrix designated 1 in FIGS. 1 to 3 has a tubular shape provided with a braided structure. This is made up of an intertwining of two series of flat wicks, or ribbons 10a, 10b which are wound in a helix to form the envelope of the structure.
  • the two series are of opposite pitch, and the wicks are inclined at an acute angle u relative to the generatrix of the tube which it forms, which is cylindrical.
  • the axis XX ′ of the tube has been taken as a reference in FIGS. 1 to 3.
  • the two series of wicks 10a and 10b are intertwined like a cane, symmetrically with respect to the axis XX ', on either side of the latter.
  • the angle u is of the order of 20 ° ( Figures 1 and 1A).
  • Each of the locks 10 is formed from a plurality of fibers or of wires having a great mechanical resistance, and inextensible, joined the to each other. These are, for example, glass or carbon fibers having a diameter of a few micrometers, or steel wire.
  • the wicks 10 have a width included between 1 and 6 mm, and a thickness between 0.1 and 0.5 mm.
  • the material constituting the fibers or threads which form these wicks have a low coefficient of friction, favoring the mutual sliding of the intertwined locks, and consequently favoring the deformability of the structure.
  • the braiding of the two series strands 10a on the one hand and 10b on the other hand is made with a certain play, giving a loose assembly which spares 11-shaped spaces diamonds at the intersection of the two series 10a, 10b.
  • the preform or the matrix is represented in the configuration which gives it the greatest possible length L1.
  • the structure is self-locked, the different wicks being in support by their edges against each other.
  • the preform has a minimum diameter D1.
  • the braiding is determined so that this blocking takes place when the angle w formed by the locks relative to the axial direction of between 50 ° and 70 °.
  • the structure then has a minimum length L3 and a maximum diameter D3.
  • the braiding shown in FIGS. 1A to 3A is a braiding simple, in which a wick 10a alternately passes over and below a wick 10b, and vice versa. It goes without saying that others braiding modes can be considered, such as for example that shown in Figure 8. According to the latter, each wick 10a passes successively above and below two wicks 10b, and vice versa.
  • FIG. 4 shows a preform 1 capable of application industrial.
  • This includes several deformable tubular structures such as that which has just been described, in this case four structures 3a, 3b, 3c and 3d coaxial, and of increasingly smaller diameters, fitted into each other.
  • four structures 3a, 3b, 3c and 3d coaxial, and of increasingly smaller diameters, fitted into each other.
  • a higher number, per example of ten fitted structures can naturally be expected. They are confined between two skins made of elastic materials, for example elastomeric material one exterior 4 and the other interior 5. The role of the latter could be played by the wall of the matrix. They are impregnated with a fluid but curable medium, for example a resin thermosetting polymerizable hot, housed between the two skins 4 and 5.
  • a fluid but curable medium for example a resin thermosetting polymerizable hot
  • the deformability of skins 4 and 5 is chosen for be compatible with that of braided structures 3, the deformation of the whole being done jointly, and with the same amplitudes.
  • FIGS. 6A and 6B show two possible (non-limiting) modes of folding, respectively in the shape of a U and in the shape of a snail (spiral). Following such folding, it is therefore possible to give the preform a cross section having a very small footprint.
  • the preform By unfolding, the preform can be deployed, to give it the cylindrical shape shown in FIG. 7. Then, for example by applying an internal overpressure, it is possible to cause the radial expansion of the preform, by deformation of each of the concentric structures 3a , 3b, 3c and 3d by applying the phenomenon described above.
  • FIG. 9 represents a preform similar to that which comes to be described associated with a dilator tool intended to ensure its implementation place in a well, tool hereinafter called matrix.
  • Preform 1 shown in the unfolded state, but not expanded, includes - as already said - a medium 30 of thermosetting resin which occupies the annular space between two skins of elastic material one exterior 4 and the other interior 5 or 71 (of the sleeve 7). In this space are also located several deformable tubular structures and concentric formed by braided ribbons 3.
  • the matrix - referenced 6 - comprises a tubular sleeve 7 closed at its upper and lower ends by blanking plugs 60 respectively 61.
  • the upper plug 60 is crossed by a tube 8 which has openings 80 opening, like its free end, to inside the sleeve 7.
  • This liquid can be brought in from the surface.
  • the wall of the sleeve consists of two membranes elastic, for example of elastomeric material, the inner 72 and the other exterior 71. Between the two membranes is a structure tubular with braided wicks as described above, referenced 70. In a variant, several concentric structures can be provided, fitted into each other as is the case for the preform.
  • the length of the sleeve 7 is greater than that of the preform 1. End caps 60, 61 are fixed, for example by bonding, in the end zones of the inner membrane 72.
  • the sleeve 7 is fixed, by its external membrane 71, to the preform 1, by means of end sleeves 73, 74. These have rupture zones 730 and 740 respectively.
  • the cuffs 73 and 74 form seals between the preform and the sleeve 7 constituting the matrix 6.
  • the interface between the outer membrane 71 of the sleeve and the inner skin 5 of the preform is treated, for example by coating with silicone, so that there is little adhesion between these two elements.
  • the inner skin can be deleted.
  • the outer face of the outer skin 4 of the preform has pads 40.
  • pads 40 are for example annular bulges separated by cavities also annular 41. The function of these pads is to promote sealing with the wall of the well, and to keep a prestress and some flexibility after hardening.
  • Figure 10 and following illustrate the casing operation of an oil well through a production tubing by means of preform 1 and using the matrix which have just been described.
  • the inside diameter of tubing 9 is 60 mm while the average diameter of the well is of the order of 180 mm.
  • the preform is introduced by being folded back on itself, for example by snail (see Figure 6B) in such a way that the largest dimension of its cross section is less than the inside diameter of the tubing 9. This larger dimension is for example of the order of 55 mm.
  • the preform is therefore lowered, at the same time as the tube 8, to the level desired inside the well.
  • the preform is therefore applied intimately against the wall P of the well.
  • the degree of expansion is done as needed, that is to say according to the roughness of the wall. This is an essential difference compared to the known flexible preform device, the radial expansion of which can only take place according to a well-defined diameter.
  • the preform therefore adapts to the configuration of wells it encounters. This is further favored by the presence of the pads 40, which provide anchoring and sealing.
  • the wall of the preform is then allowed to harden, introducing and circulating a hot fluid (and under pressure) in the sleeve 7.
  • a hot fluid and under pressure
  • the fluid is aspirated contained in the sleeve, which causes its radial retraction, as shown in Figure 10C.
  • the sleeve 7 lengthens by retracting radially, and it is possible to extract it through tube 9.
  • the old preform 1, hardened, constitutes a casing element of Wells.
  • Such tubing can be used with or without cement, in depending on the soil conditions encountered.
  • the extraction mode illustrated in Figure 11 does not require applying a vacuum inside the matrix.
  • the reference 7a designates the portion of the matrix already constricted, and detached from the casing, whose strands of structure form the angle u .
  • the reference 7b designates the expanded portion, the wicks of which form the angle w .
  • Figures 12 and 12A show a dilation of the matrix 7 and preform 1 which is done gradually, from the bottom to the top, an inflation liquid being introduced, via the conduit 8, to the part bottom of the matrix.
  • Inflation progression can be obtained by example by enclosing the preform and the matrix (in the folded state) in a envelope suitable for tearing longitudinally and from bottom to top.
  • braided deformable structure conforms to the invention can be implemented with preforms, the implementation of which instead would not use inflation dies using such structure, and vice versa.
  • certain fibers of at least some of the locks are replaced by electrically conductive wires, allowing the preform to be heated or the matrix, for the polymerization of the preform, when they are connected to a current source.

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Manufacturing & Machinery (AREA)
  • Textile Engineering (AREA)
  • Braiding, Manufacturing Of Bobbin-Net Or Lace, And Manufacturing Of Nets By Knotting (AREA)
  • Moulding By Coating Moulds (AREA)
  • Lining Or Joining Of Plastics Or The Like (AREA)
  • Vehicle Interior And Exterior Ornaments, Soundproofing, And Insulation (AREA)
  • Reinforced Plastic Materials (AREA)

Description

La présente invention concerne un ensemble constitué d'une préforme tubulaire et d'une matrice récupérable pour le tubage d'un puits, notamment d'un puits de forage pétrolier.
Dans la présente description, et dans les revendications, on entendra par le terme "tubage" un tube de consolidation d'un puits, par le terme "préforme" une structure tubulaire qui est initialement souple et est ensuite durcie pour se lier intimement et à demeure contre la paroi d'un puits (constituant ainsi un tubage), par le terme "matrice" une structure souple et récupérable servant d'outil pour dilater la préforme et l'appliquer contre la paroi du puits avant son durcissement.
Le terme "tubing de production" vise un tube coaxial à un tubage, et de plus petit diamètre, permettant de véhiculer le fluide produit par le puits (eau ou pétrole notamment).
Le centrage et l'étanchéité de ce "tubing" dans le tubage sont réalisés au moyen d'un obturateur gonflable hydrauliquement, couramment désigné par le terme anglais "packer".
Pour le tubage d'un puits de forage pétrolier, ainsi que pour des applications similaires, il a déjà été proposé des préformes tubulaires souples et durcissables, destinées à être mises en place à l'état plié - état dans lequel elles possèdent un encombrement radial faible - puis à être dépliées radialement, par application d'une pression intérieure. Selon cette technique, qui est notamment décrite dans les documents FR-A-2 662 207 et FR-A-2 668 241, la préforme possède, après déploiement radial, une forme strictement cylindrique, de diamètre bien déterminée.
Après mise en place dans un puits ou une canalisation, on procède au durcissement de la paroi de la préforme, par exemple par polymérisation de cette paroi qui a une structure composite composée d'une résine imprégnant des manches filamentaires. Ces manches assurent que la préforme est inextensible radialement.
Selon ces techniques, il est nécessaire de prévoir un diamètre de tubage déployé qui soit légèrement inférieur au diamètre du trou à tuber de telle sorte que la paroi du trou ne vienne pas modifier la forme cylindrique du tubage. L'espace annulaire ainsi formé, même s'il est très réduit, voire nul par endroits, doit être le plus souvent rempli par un ciment pour parfaire l'étanchéité entre le trou et le tubage posé.
Par ailleurs, dans sa forme repliée, la préforme tubulaire possède une section radiale inférieure de la moitié environ de sa section radiale développée, ce qui dans la plupart des cas est suffisant, mais peut s'avérer insuffisant pour certaines applications. C'est pourquoi, l'objectif de la présente invention est de résoudre ce problème en proposant un ensemble préforme-matrice dont la structure présente une géométrie déformable apte à venir s'appliquer sur les parois du trou à tuber (ou du tubage à chemiser) sans toutefois dépasser certaines limites, cette déformation étant maítrisée et variable en fonction des différentes applications.
Un autre objectif de l'invention est de proposer un ensemble dont la préforme ait un degré d'expansion nettement supérieur à ceux obtenus avec les dispositifs connus du genre précité, l'expansion de la préforme se faisant en deux étapes, tout d'abord par déploiement radial, puis par expansion radiale.
On connaít, par le document US-A-3 104 717 un obturateur gonflable hydrauliquement ("packer") comprenant un manchon gonflable à l'intérieur d'une structure tubulaire qui est renforcée par un tressage de mèches l'autorisant à s'expanser radialement tout en se restreignant en direction axiale sous l'effet d'une surpression à l'intérieur de ladite structure tubulaire.
Certes, le manchon gonflable est démontable en cas de dégradation, mais l'ensemble ne fonctionne pas en service normal sans le manchon ; de plus, la structure tubulaire n'est pas polymérisable et ne peut être durcie pour être liée intimement et à demeure contre la paroi du puits.
L'ensemble qui fait l'objet de la présente invention est constitué d'une préforme tubulaire radialement expansible, et d'une matrice récupérable servant d'outil pour dilater la préforme.
Les objectifs mentionnés plus haut sont atteints grâce au fait que :
  • a) ladite préforme possède une paroi en matériau composite formée d'une résine fluide et durcissable, par exemple polymérisable à chaud, confinée entre une peau ou membrane intérieure et une peau extérieure, toutes deux en matériau élastique, à l'intérieur de laquelle est noyée une structure tubulaire comprenant au moins un tressage de mèches souples et entrecroisées composées de fibres, qui l'autorise à s'expanser radialement tout en se restreignant en direction axiale sous l'effet d'une surpression à l'intérieur de la préforme ;
  • b) ladite matrice, initialement solidaire de la préforme, comprend un manchon gonflable intérieur à la préforme dans lequel il est possible d'introduire un fluide sous pression de manière à l'appliquer radialement contre la paroi intérieure de la préforme et réaliser l'expansion radiale à la fois du manchon et de la préforme, ladite matrice étant arrachable en fin d'opération, après durcissement de la préforme.
  • Dans un mode de réalisation préférentiel, ce tressage comprend deux séries de mèches s'entrecroisant symétriquement de part et d'autre des génératrices de la structure tubulaire, c'est-à-dire par rapport à son axe longitudinal, les mèches de chaque série étant parallèles entre elles.
    De préférence, chacune des séries de mèches forme un angle aigu avec l'axe longitudinal qui est compris entre 10° et 30°, et est de préférence de l'ordre de 20°, lorsque la structure se trouve dans son état radialement contracté, tandis que cet angle est compris entre 50° et 70° lorsque la structure se trouve dans son état radialement expansé.
    De préférence, les mèches sont plates, affectant la forme de rubans.
    Dans un mode de réalisation possible, la préforme possède plusieurs structures de mèches tressées emmanchées coaxialement les unes dans les autres.
    De préférence, la préforme est suffisamment souple pour pouvoir être repliée sur elle-même longitudinalement lorsque la structure se trouve dans son état radialement contracté.
    Ainsi, au cours de sa mise en place dans le puits ou dans la canalisation, on commence par la déplier à partir d'une extrémité afin de lui donner une forme approximativement cylindrique, puis on procède à son expansion radiale, par déformation de la structure ; le déploiement par dépliage et l'expansion subséquente sont réalisés par application d'un fluide à l'intérieur de la préforme.
    Par ailleurs, selon un certain nombre de caractéristiques additionnelles possibles de l'ensemble faisant l'objet de la présente invention :
    • ladite peau extérieure de la préforme possède des reliefs ;
    • ledit manchon gonflable est équipé d'un tube d'amenée de fluide dans le manchon ;
    • la matrice est fixée à la préforme au moyen d'éléments de liaison sécables ;
    • ledit manchon possède également une structure tubulaire composée de mèches souples entrecroisées ;
    • certaines mèches du manchon sont remplacées par des fils conducteurs d'électricité permettant le chauffage de la préforme en vue de sa polymérisation, lorsqu'ils sont branchés à une source de courant.
    D'autres caractéristiques et avantages de l'invention apparaítront de la description et des dessins annexés qui en montrent à titre d'exemples non limitatifs des modes de réalisation préférentiels.
    Sur ces dessins :
    • les figures 1, 2, 3 sont des schémas représentant une préforme ou une matrice pourvue d'une structure tubulaire conforme à l'invention, cette préforme ou matrice étant représentée respectivement à l'état radialement contracté, dans un état intermédiaire et dans un état radialement expansé ;
    • les figures 1A, 2A et 3A sont des vues de détail représentant le tressage de mèches souples constituant la structure, dans un état de déformation correspondant respectivement aux figures 1, 2 et 3 ;
    • la figure 4 est une vue en perspective avec arrachement d'une préforme conforme à l'invention possédant plusieurs structures emmanchées les unes dans les autres ;
    • la figure 5 est une section transversale, à plus grande échelle, de la préforme de la figure 4 ;
    • les figures 6A et 6B sont des vues schématiques de la section de la préforme axialement repliée sur elle-même, dans deux configurations possibles différentes ;
    • les figures 7 et 7' sont des vues similaires de l'une ou l'autre des préformes des figures 6A ou 6B, respectivement après déploiement et après expansion radiale ;
    • la figure 8 est une vue similaire à celle de la figure 2A montrant une variante du mode de tressage de la structure ;
    • la figure 9 est une vue schématique en coupe longitudinale, d'une matrice et d'une préforme toutes deux conformes à l'invention, au cours de la mise en place de la préforme dans un puits, matrice et préforme étant déployées, mais non expansées radialement ;
    • la figure 9A est un détail à plus grande échelle de la zone de la paroi de la matrice et de la préforme qui est référencée A à la figure 9 ;
    • les figures 10, 10A, 10B, 10C et 10D sont des vues schématiques destinées à illustrer les différentes étapes successives de la mise en place d'un tubage dans un puits de forage pétrolier au moyen d'un tubing de production, à l'aide de l'ensemble matrice - préforme de la figure 9.
    • la figure 11 illustre un mode possible d'extraction de la matrice ;
    • les figures 12 et 12A représentent le gonflage progressif d'une matrice au cours de la dilatation d'une préforme dans un puits.
    La préforme ou la matrice désignée 1 sur les figures 1 à 3 a une forme tubulaire munie d'une structure tressée. Celle-ci est composée d'un entrelacement de deux séries de mèches plates, ou rubans 10a, 10b qui s'enroulent en hélice pour constituer l'enveloppe de la structure. Les deux séries sont de pas inverse, et les mèches sont inclinées d'un angle aigu u par rapport à la génératrice du tube qu'elle forme, qui est cylindrique. Pour simplifier l'exposé, on a pris comme référence l'axe XX' du tube sur les figures 1 à 3. Les deux séries de mèches 10a et 10b s'entrelacent à la manière d'un cannage, symétriquement par rapport à l'axe XX', de part et d'autre de ce dernier.
    Avantageusement, l'angle u est de l'ordre de 20° (figures 1 et 1A).
    Chacune des mèches 10 est formée d'une pluralité de fibres ou de fils ayant une grande résistance mécanique, et inextensibles, accolés les uns aux autres. Il s'agit par exemple de fibres de verre ou de carbone ayant un diamètre de quelques micromètres, ou de fils d'acier.
    A titre indicatif, les mèches 10 ont une largeur comprises entre 1 et 6 mm, et une épaisseur comprise entre 0,1 et 0,5 mm.
    De préférence, le matériau constituant les fibres ou fils qui forment ces mèches ont un faible coëfficient de frottement, favorisant le glissement mutuel des mèches entrelacées, et par conséquent favorisant la déformabilité de la structure.
    Comme on le voit à la figure 2A, le tressage des deux séries de mèches 10a d'une part et 10b d'autre part est fait avec un certain jeu, donnant un assemblage lâche qui ménage des espaces 11 en forme de losanges à l'intersection des deux séries 10a, 10b.
    A la figure 1 on a représenté la préforme ou la matrice dans la configuration qui lui donne la longueur la plus grande possible L1. Dans cet état, la structure est autobloquée, les différentes mèches étant en appui par leurs bords les unes contre les autres. La préforme possède un diamètre minimal D1.
    Il est possible de déformer cette structure, par exemple - comme on le verra plus loin - en lui appliquant une pression interne.
    Ce phénomène est illustré à la figure 2. On peut augmenter l'angle que font les mèches avec la direction axiale XX', cette déformation faisant apparaítre les espaces 11 déjà mentionnés. Aux figures 2 et 2A les deux séries de mèches 10a et 10b sont dans une position intermédiaire, l'angle v étant par exemple de l'ordre de 30 à 35°. Cette déformation correspond à une compression axiale A de la structure et, corrélativement, à une expansion radiale R. La structure possède ainsi une longueur L2 inférieure à L1 et un diamètre D2 supérieur à D1.
    Cette déformation peut continuer jusqu'à l'état illustré aux figures 3 et 3A dans lequel la structure va à nouveau se bloquer, les mèches constitutives du tressage venant à nouveau en appui les unes contre les autres comme cela est représenté à la figure 3A. De préférence, le tressage est déterminé pour que ce blocage se fasse lorsque l'angle w que forment les mèches par rapport à la direction axiale comprise entre 50° et 70°. La structure possède alors une longueur minimale L3 et un diamètre maximal D3.
    Cette déformation est bien entendu réversible, et en tirant axialement sur les extrémités de la structure représentée à la figure 3, il est possible de la faire revenir à l'état de la figure 1.
    Le tressage représenté aux figures 1A à 3A est un tressage simple, dans lequel une mèche 10a passe alternativement au-dessus et en-dessous d'une mèche 10b, et réciproquement. Il va de soi que d'autres modes de tressage peuvent être envisagés, tel que par exemple celui représenté à la figure 8. Selon ce dernier, chaque mèche 10a passe successivement au-dessus et en-dessous de deux mèches 10b, et réciproquement.
    Il convient de rappeler que la structure représentée aux figures 1 à 3 est purement schématique, destinée à expliquer le phénomène de déformabilité de la préforme ou matrice.
    La figure 4 montre une préforme 1 susceptible d'application industrielle. Celle-ci comprend plusieurs structures tubulaires déformables telle que celle qui vient d'être décrite, en l'occurence quatre structures 3a, 3b, 3c et 3d coaxiales, et de diamètres de plus en plus petits, emmanchées les unes dans les autres. Dans la pratique, un nombre supérieur, par exemple de dix structures emmanchées peut naturellement être prévu. Elles sont confinées entre deux peaux en matériaux élastiques, par exemple en matière élastomère l'une 4 extérieure et l'autre 5 intérieure. Le rôle de cette dernière pourrait être joué par la paroi de la matrice. Elles sont imprégnées d'un milieu fluide mais durcissable, par exemple d'une résine thermodurcissable polymérisable à chaud, logée entre les deux peaux 4 et 5.
    L'aptitude à la déformation des peaux 4 et 5 est choisie pour être compatible avec celle des structures tressées 3, la déformation de l'ensemble se faisant conjointement, et avec les mêmes amplitudes.
    En raison de la fluidité du milieu 30 et de la souplesse des structures 3a à 3d, lesquelles peuvent glisser librement les unes par rapport aux autres, il est possible de replier la préforme longitudinalement sur elle-même. Les figures 6A et 6B montrent deux modes possibles (non limitatifs) de pliage, respectivement en forme de U et en forme d'escargot (spirale). A la suite d'un tel pliage, on peut donc donner à la préforme une section transversale présentant un encombrement très faible. Par dépliement, on peut déployer la préforme, pour lui donner la forme cylindrique représentée à la figure 7. Ensuite, par exemple en appliquant une surpression interne, on peut provoquer l'expansion radiale de la préforme, par déformation de chacune des structures concentriques 3a, 3b, 3c et 3d par application du phénomène décrit précédemment.
    La figure 9 représente une préforme similaire à celle qui vient d'être décrite associée à un outil dilatateur destiné à en assurer la mise en place dans un puits, outil ci-après appelé matrice.
    La préforme 1, représentée à l'état déplié, mais non expansé, comprend - comme déjà dit - un milieu 30 en résine thermodurcissable qui occupe l'espace annulaire situé entre deux peaux en matériau élastique l'une extérieure 4 et l'autre intérieure 5 ou 71 (du manchon 7). Dans cet espace se trouvent également plusieurs structures déformables tubulaires et concentriques formées par des rubans tressés 3.
    La matrice - référencée 6 - comprend un manchon tubulaire 7 obturé à ses extrémités haute et basse par des bouchons obturateurs 60 respectivement 61.
    Le bouchon supérieur 60 est traversé par un tube 8 qui présente des ouvertures 80 débouchant, tout comme son extrémité libre, à l'intérieur du manchon 7. Des moyens appropriés non représentés, permettent d'introduire un liquide sous pression par le tube 8 à l'intérieur du manchon 7, via un conduit souple.
    Ce liquide peut être amené à partir de la surface. Dans une variante d'exécution, on peut faire usage de liquide (boue, pétrole...) présent dans le puits, en l'introduisant dans la matrice à l'aide d'une pompe équipant cette dernière.
    La paroi du manchon est constituée de deux membranes élastiques, par exemple en matériau élastomère, l'une intérieure 72 et l'autre extérieure 71. Entre les deux membranes est disposée une structure tubulaire à mèches tressées telle que décrite précédemment, référencées 70. Dans une variante, plusieurs structures concentriques peuvent être prévues, emmanchées les unes dans les autres comme c'est le cas pour la préforme.
    La longueur du manchon 7 est supérieure à celle de la préforme 1. Des bouchons d'extrémité 60, 61 sont fixés, par exemple par collage, dans les zones d'extrémité de la membrane intérieure 72.
    Le manchon 7 est fixé, par sa membrane externe 71, à la préforme 1, au moyen de manchettes d'extrémité 73, 74. Celles-ci possèdent des zones de rupture 730, respectivement 740. Les manchettes 73 et 74 forment des joints d'étanchéité entre la préforme et le manchon 7 constitutif de la matrice 6.
    L'interface entre la membrane externe 71 du manchon et la peau intérieure 5 de la préforme est traitée, par exemple par enduction de silicone, pour qu'il y ait peu d'adhérence entre ces deux éléments.
    Dans un mode de réalisation, la peau intérieure peut être supprimée.
    De préférence, comme on le voit sur le détail de la figure 9A, la face externe de la peau extérieure 4 de la préforme possède des patins 40. Il s'agit par exemple de renflements annulaires séparés par des cavités également annulaires 41. La fonction de ces patins est de favoriser l'étanchéité avec la paroi du puits, et de conserver une précontrainte et une certaine souplesse après durcissement.
    La figure 10 et les suivantes illustrent l'opération de tubage d'un puits de forage pétrolier à travers un tubing de production au moyen de la préforme 1 et à l'aide de la matrice qui viennent d'être décrits.
    On a désigné par P la paroi du puits et par la référence 9 le tubing de production équipant le puits, ce tubing étant retenu et centré par un obturateur hydraulique - ou "packer" - 90.
    A titre indicatif, le diamètre intérieur du tubing 9 est de 60 mm tandis que le diamètre moyen du puits est de l'ordre de 180 mm. La préforme est introduite en étant repliée sur elle-même, par exemple en escargot (voir figure 6B) d'une telle manière que la plus grande dimension de sa section transversale soit inférieure au diamètre intérieur du tubing 9. Cette plus grande dimension est par exemple de l'ordre de 55 mm. La préforme est donc descendue, en même temps que le tube 8, au niveau souhaité à l'intérieur du puits. Dans un premier temps, on va provoquer le déploiement de la préforme 1, lui faisant prendre une forme cylindrique. Son diamètre extérieur est alors de 90 mm. Ceci est obtenu en introduisant à l'intérieur du manchon 7, via le tube 8, un fluide tel que l'eau sous pression.
    Cette arrivée de fluide est symbolisée par les flèches f à la figure 10A.
    On augmente ensuite la pression du fluide, comme illustré par les flèches f' à la figure 10B. On réalise ainsi l'expansion radiale, à la fois du manchon 7 et de la préforme 1, par l'effet de déformation du tressage qui a été décrit en référence aux figures 1 à 3.
    Bien entendu, en même temps que s'opère cette expansion radiale, on observe une réduction de la longueur de la préforme et de la matrice. Elle atteint ainsi un diamètre de 180 mm.
    La préforme vient donc s'appliquer intimement contre la paroi P du puits. Le degré d'expansion se fait selon les besoins, c'est-à-dire en fonction des aspérités de la paroi. Il s'agit là d'une différence essentielle par rapport au dispositif de préforme souple connu, dont la dilatation radiale ne peut se faire que selon un diamètre bien défini. La préforme s'adapte donc à la configuration de puits qu'elle rencontre. Ceci est encore favorisé par la présence des patins 40, qui assurent l'ancrage et l'étanchéité.
    On laisse ensuite durcir la paroi de la préforme, en introduisant et en faisant circuler un fluide chaud (et sous pression) dans le manchon 7. Lorsque la polymérisation est terminée, on aspire le fluide contenu dans le manchon, ce qui provoque la rétraction radiale de celui-ci, comme illustré à la figure 10C.
    Par traction vers le haut sur le tube 8, il est alors possible d'arracher l'ensemble de la matrice, par rupture des zones de liaison sécables 730 et 740.
    Le manchon 7 s'allonge en se rétractant radialement, et il est possible de l'extraire à travers le tube 9.
    L'ancienne préforme 1, durcie, constitue un élément de tubage du puits.
    Un tel tubage peut être utilisé avec ou sans ciment, en fonction des conditions de sol rencontrées.
    Il est bien entendu nécessaire, au moment de positionner la préforme, dans le puits, de tenir compte de sa réduction de longueur axiale, qui interviendra en cours d'opération.
    Le mode d'extraction illustré à la figure 11 ne nécessite pas l'application d'un vide à l'intérieur de la matrice.
    En effet, grâce à la structure tressée, sous l'effet de la traction F' exercée sur la matrice, celle-ci se rétreint progressivement en direction radiale, de haut en bas, se décollant du tubage 1 (déjà durci).
    La référence 7a désigne la portion de la matrice déjà rétreinte, et détachée du tubage, dont les mèches de structure forment l'angle u.
    La référence 7b désigne la portion dilatée, dont les mèches forment l'angle w.
    Aux figures 12 et 12A, on a représenté une dilatation de la matrice 7 et de la préforme 1 qui se fait progressivement, du bas vers le haut, un liquide de gonflage étant introduit, via le conduit 8, à la partie inférieure de la matrice. La progression du gonflage peut être obtenue par exemple en enfermant la préforme et la matrice (à l'état replié) dans une enveloppe apte à se déchirer longitudinalement et de bas en haut.
    Il va de soi que la structure déformable tressée conforme à l'invention peut être mise en oeuvre avec des préformes dont la mise en place ne ferait pas appel à des matrices de gonflage utilisant une telle structure, et vice-versa.
    Dans un mode de réalisation possible de la structure, certaines fibres de certaines au moins des mèches (et, avantageusement de l'ensemble des mèches) sont remplacées par des fils conducteurs d'électricité, permettant le chauffage de la préforme ou de la matrice, en vue de la polymérisation de la préforme, lorsqu'ils sont branchés à une source de courant.
    Ceci est surtout intéressant pour une matrice (réutilisable), les connections électriques aux deux extrémités de la structure ne présentant pas de difficultés particulières.

    Claims (12)

    1. Ensemble constitué d'une préforme tubulaire (1) radialement expansible pour le tubage d'un puits, et d'une matrice récupérable (6) servant d'outil pour dilater la pré forme, caractérisé par le fait que :
      a) ladite préforme possède une paroi en matériau composite formée d'une résine fluide et durcissable (30), par exemple polymérisable à chaud, confinée entre une peau ou membrane intérieure (5 ; 71) et une peau extérieure (4), toutes deux en matériau élastique, à l'intérieur de laquelle est noyée une structure tubulaire comprenant au moins un tressage de mèches (10) souples et entrecroisées composées de fibres, qui l'autorise à s'expanser radialement tout en se restreignant en direction axiale sous l'effet d'une surpression à l'intérieur de la préforme (1) ;
      b) ladite matrice (6), initialement solidaire de la préforme (1), comprend un manchon gonflable (7) intérieur à la préforme (1) dans lequel il est possible d'introduire un fluide sous pression de manière à l'appliquer radialement contre la paroi intérieure de la préforme (1) et réaliser l'expansion radiale à la fois du manchon (7) et de la préforme (1), ladite matrice étant arrachable en fin d'opération, après durcissement de la préforme.
    2. Ensemble selon la revendication 1, caractérisé par le fait que la structure de sa préforme (1) consiste en un tressage de mèches souples (10) composées de fibres (100) et comprenant deux séries de mèches (10a, 10b) s'entrecroisant symétriquement par rapport à l'axe longitudinal (XX') de la structure tubulaire, les mèches de chaque série étant parallèles entre elles.
    3. Ensemble selon la revendication 2, caractérisée par le fait que lorsque la structure de préforme se trouve dans son étant radialement contracté, chacune desdites séries de mèches (10a, 10b) forme un angle aigu (u) compris entre 10° et 30°, et de préférence de l'ordre de 20° par rapport à l'axe longitudinal (XX').
    4. Ensemble selon la revendication 2 ou 3, caractérisé par le fait que lorsque la structure de préforme se trouve dans son état radialement expansé, chacune desdites séries de mèches (10a, 10b) forme un angle aigu (w) compris entre 50° et 70° par rapport à l'axe longitudinal (XX').
    5. Ensemble selon l'une des revendications 2 à 4, caractérisé par le fait que lesdites mèches (10, 70) sont plates, affectant la forme de rubans.
    6. Ensemble selon l'une des revendications 2 à 5, caractérisé par le fait que la préforme (1) possède plusieurs structures de mèches tressées emmanchées coaxialement les unes dans les autres.
    7. Ensemble selon l'une des revendications 1 à 6, caractérisé par le fait que la préforme (1) est suffisamment souple pour pouvoir être repliée longitudinalement sur elle-même lorsqu'elle se trouve dans son état radialement contracté.
    8. Ensemble selon l'une des revendications 1 à 8, caractérisé par le fait que ladite peau extérieure (4) de la préforme (1) possède des reliefs (40).
    9. Ensemble selon l'une des revendications 1 à 8, caractérisé par le fait que ledit manchon gonflable (7) est équipé d'un tube (8) d'amenée de fluide dans le manchon.
    10. Ensemble selon l'une des revendications 1 à 9, caractérisé par le fait que la matrice (6) est fixée à la préforme (1) au moyen d'éléments de liaison sécables (73, 74).
    11. Ensemble selon l'une des revendications 1 à 10, caractérisé par le fait que ledit manchon (7) possède également une structure tubulaire composée de mèches souples (70) entrecroisées.
    12. Ensemble selon la revendication 11, caractérisée par le fait que certaines mèches (70) du manchon (7) sont remplacées par des fils conducteurs d'électricité permettant le chauffage de la préforme en vue de sa polymérisation, lorsqu'ils sont branchés à une source de courant.
    EP94915185A 1993-05-03 1994-04-28 Structure tubulaire de preforme ou de matrice pour le tubage d'un puits Expired - Lifetime EP0698136B1 (fr)

    Applications Claiming Priority (3)

    Application Number Priority Date Filing Date Title
    FR9305416 1993-05-03
    FR9305416A FR2704898B1 (fr) 1993-05-03 1993-05-03 Structure tubulaire de preforme ou de matrice pour le tubage d'un puits.
    PCT/FR1994/000484 WO1994025655A1 (fr) 1993-05-03 1994-04-28 Structure tubulaire de preforme ou de matrice pour le tubage d'un puits

    Publications (2)

    Publication Number Publication Date
    EP0698136A1 EP0698136A1 (fr) 1996-02-28
    EP0698136B1 true EP0698136B1 (fr) 1998-08-05

    Family

    ID=9446829

    Family Applications (1)

    Application Number Title Priority Date Filing Date
    EP94915185A Expired - Lifetime EP0698136B1 (fr) 1993-05-03 1994-04-28 Structure tubulaire de preforme ou de matrice pour le tubage d'un puits

    Country Status (10)

    Country Link
    US (1) US5695008A (fr)
    EP (1) EP0698136B1 (fr)
    JP (1) JP3446207B2 (fr)
    CN (1) CN1046976C (fr)
    AU (1) AU673261B2 (fr)
    DE (1) DE69412252T2 (fr)
    FR (1) FR2704898B1 (fr)
    NO (1) NO310577B1 (fr)
    RU (1) RU2123571C1 (fr)
    WO (1) WO1994025655A1 (fr)

    Families Citing this family (158)

    * Cited by examiner, † Cited by third party
    Publication number Priority date Publication date Assignee Title
    FR2717855B1 (fr) * 1994-03-23 1996-06-28 Drifflex Procédé pour rendre étanche la liaison entre un chemisage intérieur d'une part, et un puits de forage, un tubage ou une canalisation extérieure d'autre part.
    US6868906B1 (en) 1994-10-14 2005-03-22 Weatherford/Lamb, Inc. Closed-loop conveyance systems for well servicing
    FR2728934B1 (fr) * 1994-12-29 1997-03-21 Drillflex Procede et dispositif pour tuber un puits, notamment un puits de forage petrolier, ou une canalisation, au moyen d'une preforme tubulaire souple, durcissable in situ
    FR2735523B1 (fr) * 1995-06-13 1997-07-25 Inst Francais Du Petrole Methode et dispositif de tubage de puits avec un tube en composite
    FR2737534B1 (fr) * 1995-08-04 1997-10-24 Drillflex Dispositif de chemisage d'une bifurcation d'un puits, notamment de forage petrolier, ou d'une canalisation, et procede de mise en oeuvre de ce dispositif
    FR2737533B1 (fr) * 1995-08-04 1997-10-24 Drillflex Manchon tubulaire gonflable pour tuber ou obturer un puits ou une canalisation
    US5944107A (en) * 1996-03-11 1999-08-31 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for establishing branch wells at a node of a parent well
    FR2748486B1 (fr) * 1996-05-09 1998-06-19 Inst Francais Du Petrole Compositions thermodurcissables a latence amelioree a base de polyamine aromatique primaire, en suspension dans une resine epoxy et utilisation pour l'impregnation de preformes
    US6015012A (en) 1996-08-30 2000-01-18 Camco International Inc. In-situ polymerization method and apparatus to seal a junction between a lateral and a main wellbore
    FR2753978B1 (fr) * 1996-09-30 1999-05-14 Inst Francais Du Petrole Composition thermodurcissable, ses utilisations et preforme souple depliable comprenant cette composition
    US5833001A (en) * 1996-12-13 1998-11-10 Schlumberger Technology Corporation Sealing well casings
    FR2764935B1 (fr) * 1997-06-24 1999-09-10 Drillflex Preforme tubulaire souple durcissable in situ, comportant une armature filamentaire, pour le tubage d'un puits ou d'une canalisation
    GB9714651D0 (en) * 1997-07-12 1997-09-17 Petroline Wellsystems Ltd Downhole tubing
    GB9723031D0 (en) 1997-11-01 1998-01-07 Petroline Wellsystems Ltd Downhole tubing location method
    FR2771133B1 (fr) * 1997-11-17 2000-02-04 Drillflex Dispositif de mise en place d'une enveloppe filtrante a l'interieur d'un puits
    US6135208A (en) 1998-05-28 2000-10-24 Halliburton Energy Services, Inc. Expandable wellbore junction
    FR2780751B1 (fr) 1998-07-06 2000-09-29 Drillflex Procede et dispositif de tubage d'un puits ou d'une canalisation
    US6575240B1 (en) 1998-12-07 2003-06-10 Shell Oil Company System and method for driving pipe
    US6557640B1 (en) 1998-12-07 2003-05-06 Shell Oil Company Lubrication and self-cleaning system for expansion mandrel
    US6823937B1 (en) 1998-12-07 2004-11-30 Shell Oil Company Wellhead
    US6712154B2 (en) 1998-11-16 2004-03-30 Enventure Global Technology Isolation of subterranean zones
    US7231985B2 (en) 1998-11-16 2007-06-19 Shell Oil Company Radial expansion of tubular members
    US6640903B1 (en) 1998-12-07 2003-11-04 Shell Oil Company Forming a wellbore casing while simultaneously drilling a wellbore
    GB2384502B (en) 1998-11-16 2004-10-13 Shell Oil Co Coupling an expandable tubular member to a preexisting structure
    US7603758B2 (en) 1998-12-07 2009-10-20 Shell Oil Company Method of coupling a tubular member
    US6604763B1 (en) 1998-12-07 2003-08-12 Shell Oil Company Expandable connector
    US7121352B2 (en) 1998-11-16 2006-10-17 Enventure Global Technology Isolation of subterranean zones
    US6634431B2 (en) 1998-11-16 2003-10-21 Robert Lance Cook Isolation of subterranean zones
    US6745845B2 (en) 1998-11-16 2004-06-08 Shell Oil Company Isolation of subterranean zones
    US7357188B1 (en) 1998-12-07 2008-04-15 Shell Oil Company Mono-diameter wellbore casing
    US7195064B2 (en) 1998-12-07 2007-03-27 Enventure Global Technology Mono-diameter wellbore casing
    US7185710B2 (en) 1998-12-07 2007-03-06 Enventure Global Technology Mono-diameter wellbore casing
    US6758278B2 (en) 1998-12-07 2004-07-06 Shell Oil Company Forming a wellbore casing while simultaneously drilling a wellbore
    GB2344606B (en) 1998-12-07 2003-08-13 Shell Int Research Forming a wellbore casing by expansion of a tubular member
    US7552776B2 (en) 1998-12-07 2009-06-30 Enventure Global Technology, Llc Anchor hangers
    US7363984B2 (en) 1998-12-07 2008-04-29 Enventure Global Technology, Llc System for radially expanding a tubular member
    GB2356651B (en) 1998-12-07 2004-02-25 Shell Int Research Lubrication and self-cleaning system for expansion mandrel
    US7188687B2 (en) 1998-12-22 2007-03-13 Weatherford/Lamb, Inc. Downhole filter
    GB0224807D0 (en) 2002-10-25 2002-12-04 Weatherford Lamb Downhole filter
    CA2356194C (fr) 1998-12-22 2007-02-27 Weatherford/Lamb, Inc. Procedes et materiel de faconnage et d'assemblage de tuyaux
    AU770359B2 (en) 1999-02-26 2004-02-19 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Liner hanger
    FR2790534B1 (fr) 1999-03-05 2001-05-25 Drillflex Procede et installation de mise en place d'une conduite cylindrique sur un support
    US7055608B2 (en) 1999-03-11 2006-06-06 Shell Oil Company Forming a wellbore casing while simultaneously drilling a wellbore
    CA2306656C (fr) 1999-04-26 2006-06-06 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Connexion extensible
    US7350563B2 (en) 1999-07-09 2008-04-01 Enventure Global Technology, L.L.C. System for lining a wellbore casing
    US6595283B1 (en) * 1999-07-19 2003-07-22 Baker Hughes Incorporated Extrusion resistant inflatable tool
    US9586699B1 (en) 1999-08-16 2017-03-07 Smart Drilling And Completion, Inc. Methods and apparatus for monitoring and fixing holes in composite aircraft
    GB9920935D0 (en) * 1999-09-06 1999-11-10 E2 Tech Ltd Apparatus for and a method of anchoring a first conduit to a second conduit
    AU783245B2 (en) 1999-11-01 2005-10-06 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Wellbore casing repair
    EG22306A (en) 1999-11-15 2002-12-31 Shell Int Research Expanding a tubular element in a wellbore
    US7234531B2 (en) 1999-12-03 2007-06-26 Enventure Global Technology, Llc Mono-diameter wellbore casing
    US6598678B1 (en) 1999-12-22 2003-07-29 Weatherford/Lamb, Inc. Apparatus and methods for separating and joining tubulars in a wellbore
    US8746028B2 (en) 2002-07-11 2014-06-10 Weatherford/Lamb, Inc. Tubing expansion
    US6401815B1 (en) * 2000-03-10 2002-06-11 Halliburton Energy Services, Inc. Apparatus and method for connecting casing to lateral casing using thermoset plastic molding
    WO2001077570A1 (fr) * 2000-04-07 2001-10-18 Flexfab Horizons International, Inc. Ballonnet de reparation comportant un event
    FR2808557B1 (fr) 2000-05-03 2002-07-05 Schlumberger Services Petrol Procede et dispositif pour la regulation du debit des fluides de formation produits par un puits petrolier ou analogue
    US6478091B1 (en) 2000-05-04 2002-11-12 Halliburton Energy Services, Inc. Expandable liner and associated methods of regulating fluid flow in a well
    CA2406663C (fr) 2000-05-05 2006-01-03 Weatherford/Lamb, Inc. Dispositif et procedes de formation d'un puits lateral
    US6457518B1 (en) 2000-05-05 2002-10-01 Halliburton Energy Services, Inc. Expandable well screen
    US7100684B2 (en) 2000-07-28 2006-09-05 Enventure Global Technology Liner hanger with standoffs
    US6799637B2 (en) * 2000-10-20 2004-10-05 Schlumberger Technology Corporation Expandable tubing and method
    DE10042166A1 (de) * 2000-08-17 2002-03-07 Siegfried Schwert Verfahren und Schlauch zum Auskleiden einer Hochdruckrohrleitung
    AU9269501A (en) 2000-09-18 2002-03-26 Shell Oil Co Liner hanger with sliding sleeve valve
    GB2389597B (en) 2000-10-02 2005-05-18 Shell Oil Co Plastically deforming and radially expanding a tubular member
    US7100685B2 (en) 2000-10-02 2006-09-05 Enventure Global Technology Mono-diameter wellbore casing
    WO2002053867A2 (fr) 2001-01-03 2002-07-11 Enventure Global Technology Cuvelage de diamètre nanométrique pour puits foré
    BRPI0107164B1 (pt) * 2000-10-20 2016-04-26 Schlumberger Surenco Sa equipamento para uso em um furo de poço, método para estabelecer uma seção não revestida de um furo de poço em uma formação subterrânea, método para facilitar o uso de um furo de poço, método para vedar uma parte de um furo de poço tubular, sistema para facilitar a comunicação ao longo de um furo de poço e método de roteamento de uma linha de poço
    US7410000B2 (en) 2001-01-17 2008-08-12 Enventure Global Technology, Llc. Mono-diameter wellbore casing
    FR2822100B1 (fr) * 2001-03-13 2004-04-23 Inst Francais Du Petrole Methode de fabrication en grande longueur d'elements tubulaires en composite
    GB0106819D0 (en) 2001-03-20 2001-05-09 Weatherford Lamb Tube manufacture
    US7172027B2 (en) 2001-05-15 2007-02-06 Weatherford/Lamb, Inc. Expanding tubing
    WO2002095181A1 (fr) * 2001-05-24 2002-11-28 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Tubulure expansible radialement dotee d'une partie d'extremite soutenue
    RU2180699C1 (ru) * 2001-06-13 2002-03-20 Бабичев Николай Игоревич Способ вскрытия продуктивного пласта текучего полезного ископаемого
    GB2414496B (en) * 2001-06-19 2006-02-08 Weatherford Lamb Tubing expansion
    GB0114872D0 (en) * 2001-06-19 2001-08-08 Weatherford Lamb Tubing expansion
    US6638245B2 (en) 2001-06-26 2003-10-28 Concentric Medical, Inc. Balloon catheter
    GB2395506B (en) 2001-07-06 2006-01-18 Eventure Global Technology Liner hanger
    CA2453063C (fr) 2001-07-06 2011-03-22 Enventure Global Technology Suspension de colonne perdue
    US7258168B2 (en) 2001-07-27 2007-08-21 Enventure Global Technology L.L.C. Liner hanger with slip joint sealing members and method of use
    US7032658B2 (en) * 2002-01-31 2006-04-25 Smart Drilling And Completion, Inc. High power umbilicals for electric flowline immersion heating of produced hydrocarbons
    US9625361B1 (en) 2001-08-19 2017-04-18 Smart Drilling And Completion, Inc. Methods and apparatus to prevent failures of fiber-reinforced composite materials under compressive stresses caused by fluids and gases invading microfractures in the materials
    US7311151B2 (en) * 2002-08-15 2007-12-25 Smart Drilling And Completion, Inc. Substantially neutrally buoyant and positively buoyant electrically heated flowlines for production of subsea hydrocarbons
    US8515677B1 (en) 2002-08-15 2013-08-20 Smart Drilling And Completion, Inc. Methods and apparatus to prevent failures of fiber-reinforced composite materials under compressive stresses caused by fluids and gases invading microfractures in the materials
    US20080149343A1 (en) * 2001-08-19 2008-06-26 Chitwood James E High power umbilicals for electric flowline immersion heating of produced hydrocarbons
    GB2409218B (en) 2001-08-20 2006-03-15 Enventure Global Technology Apparatus and method for radially expanding tubular members including an adjustable tubular expansion device
    US7546881B2 (en) 2001-09-07 2009-06-16 Enventure Global Technology, Llc Apparatus for radially expanding and plastically deforming a tubular member
    WO2003023178A2 (fr) 2001-09-07 2003-03-20 Enventure Global Technology Ensemble cone d'expansion reglable
    US7793721B2 (en) 2003-03-11 2010-09-14 Eventure Global Technology, Llc Apparatus for radially expanding and plastically deforming a tubular member
    FR2831240B1 (fr) * 2001-10-24 2004-01-23 Philippe Constant Cha Nobileau Tube multistructure de grande flexibilite
    GB2422859B (en) 2001-11-12 2006-12-13 Enventure Global Technology Collapsible expansion cone
    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
    GB0130849D0 (en) 2001-12-22 2002-02-06 Weatherford Lamb Bore liner
    AU2002367348A1 (en) 2001-12-27 2003-07-24 Enventure Global Technology Seal receptacle using expandable liner hanger
    US7424918B2 (en) 2002-08-23 2008-09-16 Enventure Global Technology, L.L.C. Interposed joint sealing layer method of forming a wellbore casing
    WO2004018824A2 (fr) 2002-08-23 2004-03-04 Enventure Global Technology Impulsion magnetique appliquee sur un manchon et procede de formation d'un tubage de puits de forage
    WO2003089161A2 (fr) 2002-04-15 2003-10-30 Enventure Global Technlogy Manchon protecteur destine aux connexions filetees d'un dispositif de suspension pour colonne de tubage perdue expansible
    US6732806B2 (en) 2002-01-29 2004-05-11 Weatherford/Lamb, Inc. One trip expansion method and apparatus for use in a wellbore
    ATE417993T1 (de) 2002-02-15 2009-01-15 Enventure Global Technology Bohrlochfutterrohr mit einem einzigen durchmesser
    US6772841B2 (en) 2002-04-11 2004-08-10 Halliburton Energy Services, Inc. Expandable float shoe and associated methods
    EP1985797B1 (fr) 2002-04-12 2011-10-26 Enventure Global Technology Manchon protecteur pour connexions filetées pour support de conduite extensible
    US7000695B2 (en) 2002-05-02 2006-02-21 Halliburton Energy Services, Inc. Expanding wellbore junction
    AU2003225001A1 (en) 2002-05-29 2003-12-19 Eventure Global Technology System for radially expanding a tubular member
    GB2418944B (en) 2002-06-10 2006-08-30 Enventure Global Technology Mono Diameter Wellbore Casing
    US6722433B2 (en) 2002-06-21 2004-04-20 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of sealing expandable pipe in well bores and sealing compositions
    US7128145B2 (en) * 2002-08-19 2006-10-31 Baker Hughes Incorporated High expansion sealing device with leak path closures
    CA2499007C (fr) 2002-09-20 2012-08-07 Enventure Global Technology Bouchon inferieur pour la formation d'un tubage de puits de forage de diametre unique
    WO2004027392A1 (fr) 2002-09-20 2004-04-01 Enventure Global Technology Evaluation de formabilite de conduite pour des elements tubulaires extensibles
    CA2499071C (fr) 2002-09-20 2014-06-03 Enventure Global Technology Mandrin d'extension autolubrifiant pour element tubulaire extensible
    AU2003263859A1 (en) 2002-09-20 2004-04-08 Enventure Global Technology Protective sleeve for expandable tubulars
    US7104317B2 (en) * 2002-12-04 2006-09-12 Baker Hughes Incorporated Expandable composition tubulars
    AU2003297615B2 (en) * 2002-12-04 2008-09-25 Baker Hughes Incorporated Expandable composite tubulars
    US6863130B2 (en) * 2003-01-21 2005-03-08 Halliburton Energy Services, Inc. Multi-layer deformable composite construction for use in a subterranean well
    US7886831B2 (en) 2003-01-22 2011-02-15 Enventure Global Technology, L.L.C. Apparatus for radially expanding and plastically deforming a tubular member
    WO2004076798A2 (fr) 2003-02-26 2004-09-10 Enventure Global Technology Appareil d'expansion radiale et de deformation plastique d'un element tubulaire
    US7503393B2 (en) 2003-01-27 2009-03-17 Enventure Global Technology, Inc. Lubrication system for radially expanding tubular members
    US20040144535A1 (en) * 2003-01-28 2004-07-29 Halliburton Energy Services, Inc. Post installation cured braided continuous composite tubular
    GB2415988B (en) 2003-04-17 2007-10-17 Enventure Global Technology Apparatus for radially expanding and plastically deforming a tubular member
    US7104322B2 (en) 2003-05-20 2006-09-12 Weatherford/Lamb, Inc. Open hole anchor and associated method
    US20050166387A1 (en) 2003-06-13 2005-08-04 Cook Robert L. Method and apparatus for forming a mono-diameter wellbore casing
    GB0315997D0 (en) * 2003-07-09 2003-08-13 Weatherford Lamb Expanding tubing
    US7082998B2 (en) * 2003-07-30 2006-08-01 Halliburton Energy Services, Inc. Systems and methods for placing a braided, tubular sleeve in a well bore
    US7712522B2 (en) 2003-09-05 2010-05-11 Enventure Global Technology, Llc Expansion cone and system
    US7308944B2 (en) 2003-10-07 2007-12-18 Weatherford/Lamb, Inc. Expander tool for use in a wellbore
    US7225875B2 (en) * 2004-02-06 2007-06-05 Halliburton Energy Services, Inc. Multi-layered wellbore junction
    GB2438540B (en) * 2004-02-06 2008-04-09 Halliburton Energy Serv Inc Multi-layered wellbore junction
    GB2432866A (en) 2004-08-13 2007-06-06 Enventure Global Technology Expandable tubular
    FR2875286B1 (fr) * 2004-09-13 2008-04-25 Saltel Ind Soc Par Actions Sim Dispositif d'etancheite servant a obturer un puits ou une canalisation
    US8551591B2 (en) * 2004-12-20 2013-10-08 Albany Engineered Composites, Inc. Conformable braid
    ATE416299T1 (de) * 2005-02-10 2008-12-15 Schlumberger Technology Bv Verfahren und vorrichtung für die konsolidierung eines bohrlochs
    US7320366B2 (en) * 2005-02-15 2008-01-22 Halliburton Energy Services, Inc. Assembly of downhole equipment in a wellbore
    US8894069B2 (en) * 2005-03-30 2014-11-25 Schlumberger Technology Corporation Inflatable packers
    US7331581B2 (en) * 2005-03-30 2008-02-19 Schlumberger Technology Corporation Inflatable packers
    WO2006108735A1 (fr) * 2005-04-15 2006-10-19 Nv Bekaert Sa Structure tressee ouverte a cable d'acier
    RU2299987C2 (ru) * 2005-04-20 2007-05-27 Институт горного дела Севера им. Н.В. Черского Сибирского отделения Российской академии наук Способ сохранения вентиляционных скважин в условиях многолетней мерзлоты
    FR2893973B1 (fr) * 2005-11-30 2008-02-15 Saltel Ind Soc Par Actions Sim Procede et dispositif de cimentation d'un puits ou d'une canalisation
    JP2008058635A (ja) * 2006-08-31 2008-03-13 Tsuchiya Tsco Co Ltd クリーニングローラ
    FR2910047B1 (fr) * 2006-12-18 2015-02-20 Francis Cour Manchon gonflable a deformation controlee, procede de fabrication, et application a la pressiometrie
    US7757775B2 (en) * 2007-01-09 2010-07-20 Schlumberger Technology Corporation Mitigation of localized stress in tubulars
    US20090139708A1 (en) * 2007-06-06 2009-06-04 Baker Hughes Incorporated Wrap-On Reactive Element Barrier Packer and Method of Creating Same
    EP2000630A1 (fr) * 2007-06-08 2008-12-10 Services Pétroliers Schlumberger Appareil de mesure de la pression 4D de fond de trou et procédé pour la caractérisation de la perméabilité
    US7931091B2 (en) * 2007-10-03 2011-04-26 Schlumberger Technology Corporation Open-hole wellbore lining
    DE102007060029A1 (de) 2007-12-13 2009-06-18 Airbus Deutschland Gmbh Verfahren und Vorrichtung zur Herstellung röhrenförmiger Strukturbauteile
    US8394464B2 (en) * 2009-03-31 2013-03-12 Schlumberger Technology Corporation Lining of wellbore tubing
    JP5588668B2 (ja) * 2009-12-22 2014-09-10 芦森工業株式会社 止水パッカー
    US8770305B2 (en) * 2010-11-22 2014-07-08 Boise State University Modular hydraulic packer-and-port system
    DK2479327T3 (en) * 2011-01-20 2019-03-04 Tape Weaving Sweden Ab Textile materials comprising strips in two oblique orientations and composite materials comprising such materials
    EP2479324B1 (fr) * 2011-01-20 2014-01-15 Tape Weaving Sweden AB Procédé et moyens pour produire des matériaux textiles comprenant des bandes dans deux directions obliques
    US9850726B2 (en) * 2011-04-27 2017-12-26 Weatherford Technology Holdings, Llc Expandable open-hole anchor
    EP2631423A1 (fr) * 2012-02-23 2013-08-28 Services Pétroliers Schlumberger Procédé et appareil d'écran
    GB2512636B (en) * 2013-04-04 2015-07-15 Schlumberger Holdings Applying coating downhole
    FR3009841B1 (fr) * 2013-08-20 2015-09-18 Calyf Manchon gonflable, a expansion controlee
    JP5782097B2 (ja) * 2013-12-03 2015-09-24 関東天然瓦斯開発株式会社 円管の内壁への被覆部材の取付方法
    CN104563874B (zh) * 2014-12-24 2017-03-01 新奥科技发展有限公司 地下气化固井方法、井结构
    JP5903178B1 (ja) * 2015-03-31 2016-04-13 関東天然瓦斯開発株式会社 円管及び立坑の内壁への被覆部材の取付方法
    CN105909180B (zh) * 2016-05-13 2019-05-28 中国石油大学(北京) 用于水下的可膨胀式隔水导管
    CN107761246B (zh) * 2017-10-10 2019-12-31 东华大学 摩擦解锁转动与结构相转变耦合的径向缩胀管织物及其制备方法与应用
    RU201945U1 (ru) * 2020-08-12 2021-01-21 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Волгоградский государственный технический университет" (ВолгГТУ) Рукав уплотнительный для пакера
    US12037868B2 (en) * 2021-03-08 2024-07-16 Halliburton Energy Services, Inc. Heat hardening polymer for expandable downhole seals

    Family Cites Families (10)

    * Cited by examiner, † Cited by third party
    Publication number Priority date Publication date Assignee Title
    US2238058A (en) * 1940-05-22 1941-04-15 Du Pont Expansible cover
    US3104717A (en) * 1961-09-25 1963-09-24 Jersey Prod Res Co Well packer
    FR2576040A1 (fr) * 1985-01-15 1986-07-18 Lejeune Germinal Gaine tressee
    US5001961A (en) * 1988-05-09 1991-03-26 Airfoil Textron Inc. Braided preform
    US4963301A (en) * 1988-06-28 1990-10-16 Kaiser Aerotech Method for fabrication of refractory composite tubing
    JPH0723240Y2 (ja) * 1988-09-16 1995-05-31 日本鋼管株式会社 管路の内張り工法に使用されるチューブ
    US4971152A (en) * 1989-08-10 1990-11-20 Nu-Bore Systems Method and apparatus for repairing well casings and the like
    WO1991018180A1 (fr) * 1990-05-18 1991-11-28 Philippe Nobileau Preforme, dispositif et procedes pour tuber et/ou chemiser un volume cylindrique
    US5549947A (en) * 1994-01-07 1996-08-27 Composite Development Corporation Composite shaft structure and manufacture
    US5573039A (en) * 1993-06-16 1996-11-12 Markel Corporation Kink-resistant fuel hose liner

    Also Published As

    Publication number Publication date
    JPH08509532A (ja) 1996-10-08
    FR2704898B1 (fr) 1995-08-04
    RU2123571C1 (ru) 1998-12-20
    NO954299L (no) 1995-12-07
    EP0698136A1 (fr) 1996-02-28
    US5695008A (en) 1997-12-09
    DE69412252D1 (de) 1998-09-10
    CN1046976C (zh) 1999-12-01
    WO1994025655A1 (fr) 1994-11-10
    CN1122619A (zh) 1996-05-15
    NO954299D0 (no) 1995-10-27
    AU673261B2 (en) 1996-10-31
    DE69412252T2 (de) 1999-05-06
    JP3446207B2 (ja) 2003-09-16
    NO310577B1 (no) 2001-07-23
    FR2704898A1 (fr) 1994-11-10
    AU6660194A (en) 1994-11-21

    Similar Documents

    Publication Publication Date Title
    FR2704898A1 (fr) Structure tubulaire de préforme ou de matrice pour le tubage d'un puits.
    WO1996021083A1 (fr) Procede et dispositif pour tuber un puits, notamment un puits de forage petrolier, ou une canalisation, au moyen d'une preforme tubulaire souple, durcissable in situ
    EP0527932B1 (fr) Preforme et procede pour tuber et/ou chemiser un volume cylindrique
    CA2228732C (fr) Manchon tubulaire gonflable pour tuber ou obturer un puits ou une canalisation
    EP0842347B9 (fr) Dispositif et procede pour le chemisage d'une bifurcation de canalisation, en particulier dans un puits petrolier
    FR2780751A1 (fr) Procede et dispositif de tubage d'un puits ou d'une canalisation
    EP0867596B1 (fr) Joint fileté pour tubes
    EP0536256B1 (fr) Tube radialement deformable en plusieurs troncons raccordes de maniere demontable
    CA2489516C (fr) Joint filete tubulaire renforce pour etancheite amelioree apres expansion plastique
    FR2771133A1 (fr) Dispositif de mise en place d'une enveloppe filtrante a l'interieur d'un puits
    EP1461562B1 (fr) Procede de realisation d un joint tubulaire etanche avec exp ansion plastique
    WO1996001937A1 (fr) Preforme, dispositif et procede pour le tubage d'un puits
    FR2918700A1 (fr) Procede de chemisage d'un puits ou d'une canalisation au moyen d'une vessie gonflable.
    FR2875286A1 (fr) Dispositif d'etancheite servant a obturer un puits ou une canalisation
    WO2006042925A1 (fr) Conduite sous-marine comportant une chemise interne
    WO2007063016A1 (fr) Procédé et dispositif de cimentation d'un puits ou d'une canalisation
    CA2311275C (fr) Dispositif de securite universel et procede de protection d'une canalisation
    FR2856456A1 (fr) Dispositif d'etancheite pour l'obturation temporaire d'un puits ou d'une canalisation.
    WO2015193404A1 (fr) Dispositif de chemisage ou d'obturation d'un puits ou d'une canalisation
    CA2162035C (fr) Structure tubulaire de preforme ou de matrice pour le tubage d'un puits
    FR2505973A1 (fr) Conduit tubulaire isolant a parois concentriques pour former une colonne tubulaire, et son procede de fabrication
    FR2844330A1 (fr) Joint filete tubulaire a etancheite amelioree apres expansion plastique
    FR2754585A1 (fr) Procede et dispositif de raccordement d'une conduite flexible
    FR2915264A1 (fr) Procede de chemisage d'un puits ou d'une canalisation au moyen d'une vessie gonflable.
    FR2668241A1 (fr) Dispositif pour realiser in situ un tubage de forage ou une canalisation.

    Legal Events

    Date Code Title Description
    PUAI Public reference made under article 153(3) epc to a published international application that has entered the european phase

    Free format text: ORIGINAL CODE: 0009012

    17P Request for examination filed

    Effective date: 19951130

    AK Designated contracting states

    Kind code of ref document: A1

    Designated state(s): DE FR GB IT

    17Q First examination report despatched

    Effective date: 19960404

    GRAG Despatch of communication of intention to grant

    Free format text: ORIGINAL CODE: EPIDOS AGRA

    GRAG Despatch of communication of intention to grant

    Free format text: ORIGINAL CODE: EPIDOS AGRA

    GRAH Despatch of communication of intention to grant a patent

    Free format text: ORIGINAL CODE: EPIDOS IGRA

    GRAH Despatch of communication of intention to grant a patent

    Free format text: ORIGINAL CODE: EPIDOS IGRA

    GRAA (expected) grant

    Free format text: ORIGINAL CODE: 0009210

    AK Designated contracting states

    Kind code of ref document: B1

    Designated state(s): DE FR GB IT

    REF Corresponds to:

    Ref document number: 69412252

    Country of ref document: DE

    Date of ref document: 19980910

    GBT Gb: translation of ep patent filed (gb section 77(6)(a)/1977)

    Effective date: 19981020

    REG Reference to a national code

    Ref country code: FR

    Ref legal event code: TP

    REG Reference to a national code

    Ref country code: GB

    Ref legal event code: 732E

    PLBE No opposition filed within time limit

    Free format text: ORIGINAL CODE: 0009261

    STAA Information on the status of an ep patent application or granted ep patent

    Free format text: STATUS: NO OPPOSITION FILED WITHIN TIME LIMIT

    26N No opposition filed
    REG Reference to a national code

    Ref country code: GB

    Ref legal event code: IF02

    PGFP Annual fee paid to national office [announced via postgrant information from national office to epo]

    Ref country code: GB

    Payment date: 20130424

    Year of fee payment: 20

    Ref country code: DE

    Payment date: 20130508

    Year of fee payment: 20

    PGFP Annual fee paid to national office [announced via postgrant information from national office to epo]

    Ref country code: FR

    Payment date: 20130625

    Year of fee payment: 20

    Ref country code: IT

    Payment date: 20130419

    Year of fee payment: 20

    REG Reference to a national code

    Ref country code: DE

    Ref legal event code: R071

    Ref document number: 69412252

    Country of ref document: DE

    REG Reference to a national code

    Ref country code: GB

    Ref legal event code: PE20

    Expiry date: 20140427

    PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

    Ref country code: GB

    Free format text: LAPSE BECAUSE OF EXPIRATION OF PROTECTION

    Effective date: 20140427

    PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

    Ref country code: DE

    Free format text: LAPSE BECAUSE OF EXPIRATION OF PROTECTION

    Effective date: 20140429