FR2757209A1 - Dispositif et procede d'obturation pour tubages de puits - Google Patents
Dispositif et procede d'obturation pour tubages de puits Download PDFInfo
- Publication number
- FR2757209A1 FR2757209A1 FR9715706A FR9715706A FR2757209A1 FR 2757209 A1 FR2757209 A1 FR 2757209A1 FR 9715706 A FR9715706 A FR 9715706A FR 9715706 A FR9715706 A FR 9715706A FR 2757209 A1 FR2757209 A1 FR 2757209A1
- Authority
- FR
- France
- Prior art keywords
- sleeve
- casing
- composite
- inflatable
- energy source
- 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.)
- Granted
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 17
- 238000009416 shuttering Methods 0.000 title 1
- 239000002131 composite material Substances 0.000 claims abstract description 42
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 41
- 239000003832 thermite Substances 0.000 claims abstract description 19
- 239000011347 resin Substances 0.000 claims abstract description 16
- 229920005989 resin Polymers 0.000 claims abstract description 16
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims abstract description 14
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 claims abstract description 6
- 229910044991 metal oxide Inorganic materials 0.000 claims abstract description 4
- 150000004706 metal oxides Chemical class 0.000 claims abstract description 4
- 239000004593 Epoxy Substances 0.000 claims description 28
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 26
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 18
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 claims description 17
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims description 17
- 230000037452 priming Effects 0.000 claims description 12
- UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N Iron oxide Chemical compound [Fe]=O UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 239000012985 polymerization agent Substances 0.000 claims description 8
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 239000010703 silicon Substances 0.000 claims description 6
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 claims description 3
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 230000000379 polymerizing effect Effects 0.000 claims description 3
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 claims description 2
- 239000010949 copper Substances 0.000 claims description 2
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 claims 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 abstract description 6
- 239000007858 starting material Substances 0.000 abstract 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 12
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 12
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 12
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 6
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 6
- XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N Silicon Chemical compound [Si] XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 5
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 5
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N iron Substances [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- QPLDLSVMHZLSFG-UHFFFAOYSA-N Copper oxide Chemical compound [Cu]=O QPLDLSVMHZLSFG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- QVQLCTNNEUAWMS-UHFFFAOYSA-N barium oxide Chemical compound [Ba]=O QVQLCTNNEUAWMS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000002950 deficient Effects 0.000 description 4
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 4
- 239000000806 elastomer Substances 0.000 description 4
- 238000010304 firing Methods 0.000 description 4
- 239000000463 material Substances 0.000 description 4
- 239000005751 Copper oxide Substances 0.000 description 3
- 229910000431 copper oxide Inorganic materials 0.000 description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 2
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 2
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 2
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 2
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- 229910018072 Al 2 O 3 Inorganic materials 0.000 description 1
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910004298 SiO 2 Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 1
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 1
- 238000007599 discharging Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000004927 fusion Effects 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 229920000768 polyamine Polymers 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 238000010248 power generation Methods 0.000 description 1
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 1
- 230000010349 pulsation Effects 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 230000005855 radiation Effects 0.000 description 1
- 239000012779 reinforcing material Substances 0.000 description 1
- 239000000565 sealant Substances 0.000 description 1
- 229920002379 silicone rubber Polymers 0.000 description 1
- 239000004945 silicone rubber Substances 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
- 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
-
- 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
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/12—Packers; Plugs
- E21B33/127—Packers; Plugs with inflatable sleeve
- E21B33/1275—Packers; Plugs with inflatable sleeve inflated by down-hole pumping means operated by a down-hole drive
-
- 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
-
- 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
- E21B36/008—Heating, cooling or insulating arrangements for boreholes or wells, e.g. for use in permafrost zones using chemical heat generating means
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Heating, Cooling, Or Curing Plastics Or The Like In General (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
- Casting Or Compression Moulding Of Plastics Or The Like (AREA)
- Gasket Seals (AREA)
Abstract
On utilise un manchon gonflable (44) et un manchon composite (40) pouvant être polymérisé autour du manchon gonflable (44). Le manchon gonflable est gonflé pour presser le manchon composite contre la surface intérieure du tubage (12). Une source de chaleur (36) au bas du tubage durcit le manchon composite, ce qui crée l'obturation. La source d'énergie peut être de nature exothermique, de la thermite par exemple, pouvant contenir un oxyde métallique et un réducteur. Le composite est un mélange de résine et d'agent durcisseur. Un mélange d'amorçage (64) est adjacent à la source de chaleur et est allumé pour faire commencer la réaction exothermique. La couche externe du manchon composite est plastique.
Description
1 -
DISPOSITIF ET PROCEDE D'OBTURATION POUR TUBAGES DE
PUITS L'invention concerne l'obturation des tubages de puits. Après qu'un puits a été foré et que le tubage a été cimenté dans le puits, une ou plusieurs sections du -tubage adjacentes à la zone productrice sont perforées pour permettre au fluide venant de la formation environnante de s'écouler à l'intérieur du puits pour donner une production allant vers la surface. Des canons de perforation sont descendus dans le puits et les canons sont tirés pour créer des ouvertures dans le tubage et pour étendre des perforations dans la formation environnante. Dans le puits représenté sur la figure 1, deux zones de perforation 14 et 16 dans la formation sont représentées proches de deux sections
différentes du tubage 12 dans un puits 10.
Des contaminants (tels que de l'eau ou du sable) sont parfois produits avec l'huile et le gaz venant de la formation environnante. Dans le système représenté sur la figure 1, pendant la production, du fluide s'écoule depuis les zones perforées 14 et 16 en passant par les ouvertures perforées se trouvant dans le tubage 12, pénètre dans le forage 20 du puits 10. Le fluide monte ensuite par une colonne de production 18 vers la surface. Une garniture d'étanchéité, autrement appelée packer, désignée par 22, positionnée près du fond de la colonne de production 18, est utilisée pour produire une isolation étanche face aux fluides du puits, venant de l'espace annulaire 24 existant entre
la colonne de production 18 et le tubage 12.
Si des contaminants sont détectés dans le fluide venant de la colonne de production 18, alors un outil de diagraphie est descendu dans le puits 10, afin de
SR 14828 JCI
déterminer quelle est la source des contaminants. Si par exemple la source des contaminants est constituée par la zone perforée 14, alors les ouvertures perforées que l'on a dans le tubage 12 sont obturées pour empêcher tout écoulement de fluide depuis la zone perforée. Pour obturer la section souhaitée du tubage 12, une technique typiquement utilisée est appelée dans -l'industrie une "esquiche". Premièrement, la colonne de production 18 est enlevée du puits. Puis la zone se trouvant dans le tubage, en un point adjacent à la surface globale de la zone perforée 14, est isolée par utilisation de garnitures d'étanchéité temporaires. Du ciment est descendu par pompage dans le forage 20 en passant par un tube vers la zone isolée, afin de fermer de façon étanche les ouvertures perforées se trouvant dans la section souhaitée du tubage 12. Il est ensuite nécessaire de procéder à un perçage du ciment si on souhaite obtenir une production d'une zone productrice
située plus profondément.
Une autre technique a été proposée pour obturer des sections de tubage en bas du trou, technique décrite dans J.L. Saltel et la., "In-Situ Polymerization of an Inflatable Sleeve to Reline Damaged Tubing and Shut-Off Perforations", Offshore Technology Conference, pages 1-11 (mai 1996). Un câble transportant sept conducteurs électriques est utilisé pour descendre un manchon gonflable qui porte un manchon permanent (constitué de résines, de fibres et d'élastomères) pour le placer en bas du trou. Le manchon gonflable est mis sous pression afin de pousser l'obturateur permanent contre la surface intérieure du tubage. Une puissance électrique fournie en bas du trou par l'intermédiaire d'une ligne conductrice depuis la surface est utilisée pour générer de la cQhaleur afin d'augmenter la température de la résine pendant une
SR 14828 JCI
période de temps suffisante pour obtenir la réticulation (ou "polymérisation") de la résine se trouvant dans le manchon permanent. Le manchon permanent est laissé en bas du trou pour conserver une obturation sur les sections perforées du tubage. L'énergie électrique nécessaire pour polymériser la résine que l'on a dans le système de Saltel et al. varie entre 400 W/m et 1900 W/m, selon les diamètres de tubage. Pour produire l'énergie électrique nécessaire, une alimentation en courant continu de 1250 Volts est utilisée à la surface, afin de générer une intensité d'environ 2,5 Ampères dans chacun des sept conducteurs
et éléments résistants associés.
En général, selon un aspect, l'invention propose un appareil permettant d'obturer une paroi intérieure
d'une partie d'un tubage positionné dans un puits.
L'appareil comprend un manchon gonflable ayant une surface extérieure et un manchon composite déformable d'un composition polymérisable s'étendant autour de la surface extérieure du manchon gonflable, dans lequel le manchon gonflable est gonflé afin de comprimer le manchon composite contre la surface de la paroi intérieure du tubage. Une source d'énergie locale est susceptible d'être positionnée en bas du trou, près du manchon composite, et la source d'énergie est activée pour produire la polymérisation du manchon composite afin de former un manchon durci. (Le terme "locale" est utilisé ici pour exclure les sources d'énergie qui demandent une génération de puissance sensiblement distante et des conducteurs pour transmettre cette puissance). Le manchon durci presse contre la paroi intérieure de la partie de tubage, afin de créer un
joint d'étanchéité aux fluides.
En général, selon un autre aspect, l'invention propose un procédé d'obturation d'un paroi intérieure d'une partie d'un tubage positionné dans un puits. Un
SR 14828 JCI
manchon gonflable ayant une surface extérieure est abaissé en bas du puits au niveau de la partie du tubage. Un manchon composite s'étend autour de l'extérieur du manchon gonflable. Le manchon gonflable est gonflé afin de comprimer le manchon composite contre la surface la paroi intérieure du tubage. Une source d'énergie locale est activée afin de produire la polymérisation du manchon composite pour former un -_manchon durci. Le manchon durci presse contre la paroi intérieure de la partie de tubage afin de créer une
obturation aux fluides.
Des mises en oeuvre de l'invention peuvent comprendre une ou plusieurs des caractéristiques ci-après. La source d'énergie locale dispose d'une source d'énergie thermique de nature exothermique, conçue pour générer une énergie thermique destinée à polymériser le manchon composite. Le manchon composite comprend un mélange de résine et d'un agent de polymérisation. Le mélange est polymérisé pour donner une couche époxy durcie après exposition à l'énergie thermique. La source d'énergie thermique comprend de la thermite. La thermite comprend une composition ayant un oxyde thermique et un réducteur. L'oxyde métallique est sélectionné parmi un groupe constitué d'oxyde de fer et d'oxyde de cuivre. Le réducteur est sélectionné dans un groupe constitué d'aluminium et de silicium. Un mélange d'amorçage est positionné en un endroit adjacent à la source de chaleur exothermique et le mélange d'amorçage est allumé pour démarrer une réaction exothermique dans la source d'énergie thermique. La source d'énergie thermique de nature exothermique a comme effet d'augmenter la température qui dépasse d'environ 50 C la température ambiante du puits. Un outil de transport transporte le manchon gonflable, le manchon composite et la source d'énergie en bas du puits, daDs la partie tubage. Le puits comprend une colonne de production
SR 14828 JCI
ayant un premier diamètre et l'outil de transport a un deuxième diamètre inférieur au premier diamètre, permettant à l'outil de transport d'être abaissé dans la colonne de production. Une couche à capacité d'adaptation de forme constituée d'une feuille ou d'une pellicule s'étend autour du manchon composite et la couche agit pour former un joint d'étanchéité entre le manchon composite et la paroi intérieure de la partie
de tubage.
Les avantages de l'invention peuvent comprendre un ou plusieurs avantages tels que ci-après. La colonne de production peut être laissée en place dans le puits, tandis qu'une section du tubage est obturée de façon étanche, ce qui réduit de façon significative la durée de la perte de production et les coûts associés à
l'opération d'obturation de la perforation du tubage.
La source d'énergie nécessaire pour effectuer l'opération d'obturation est locale, placée au fond du trou, ce qui évite les conséquences associées à l'alimentation d'une quantité d'énergie élevée depuis une source se trouvant en surface. Etant donné que la source d'énergie est transportée en bas du trou avec l'appareil d'obturation et peut être dimensionnée en fonction de la longueur à obturer de façon étanche, l'efficacité de la source d'énergie n'est pas affectée par la longueur de l'obturation, ni par la profondeur du puits. Le diamètre intérieur du manchon composite est suffisamment grand pour permettre le passage des outils pour effectuer d'autres opérations à un niveau
inférieur à celui-ci dans le puits.
D'autres avantages et caractéristiques vont
devenir évidents à la lecture de la description
ci-après et des revendications.
La figure i représente un schéma d'un tubage
présentant des parties perforées.
SR 14828 JCI
La figure 2 représente un schéma d'un outil transportant un manchon d'étanchéité afin de le descendre dans une colonne de
production située dans un tubage.
Les figures 3 et 4 sont des schémas du manchon d'étanchéité, une fois positionné près des ouvertures de perforation se trouvant dans le tubage et après avoir été gonflé afin de presser le manchon d'étanchéité contre
la paroi intérieure du tubage.
La figure 5 est un schéma représentant une couche permanente du manchon après avoir été polymérisée et une couche gonflable du manchon ayant été dégonflée après le
processus de polymérisation.
Les figures 6A et 6B sont des schémas en coupe transversale du manchon permanent placé
dans le tubage.
La figure 7 est un schéma représentant des puits multiples forés dans une formation, afin d'illustrer la façon selon laquelle le manchon d'étanchéité peut être utilisé pour modifier le profil d'injection d'une
zone productrice.
Pour obturer de façon étanche des parties du tubage, un outil transportant un manchon d'étanchéité comprenant un manchon gonflable intérieur et un manchon permanent extérieur (contenant une couche d'époxy comprenant un mélange de résine et d'agent de polymérisation, et une pellicule d'étanchéité autour de la couche époxy) est descendu dans le trou, jusqu'au niveau d'une section souhaitée du tubage. Une fois positionné correctement au fond du trou, le manchon gonflable est gonflé afin de comprimer le manchon permanent contre la surface intérieure du tubage. Le
SR 14828 JCI
manchon permanent est ensuite polymérisé sous compression pour former un manchon époxy durci, par utilisation d'une source locale d'énergie thermique qui a été descendue dans le trou avec le manchon d'étanchéité, au moyen de l'outil de transport. La source locale d'énergie thermique peut être constituée par exemple d'une barre de thermite dans laquelle une réaction de nature exothermique a été produite afin de créer une quantité d'énergie thermique suffisante pour produire la polymérisation de l'époxy se trouvant dans le manchon permanent. Le manchon permanent, après que le matériau époxy a été polymérisé, reste fixé à la surface intérieure de la section de tubage et le manchon gonflable est dégonflé et détaché du manchon permanent pour permettre à l'outil de l'extraire. De cette manière, un joint d'étanchéité pour tubage peut être créé sans nécessiter 'de disposer d'une source d'énergie électrique à haute puissance placée à la surface, ni de moyens pour assurer l'alimentation de
cette énergie au fond du trou.
En se référant à la figure 2, un outil 32 servant à transporter un manchon d'étanchéité 31 est descendu dans une colonne de production 18, dans le forage 20 du puits 10. Comme représenté sur la figure 2 et plus en détail sur les figures 3 et 4, l'outil de transport 32 comprend une tête d'outil 34 fixée à une ligne de fil ou un tube d'intervention 30 enroulé, s'étendant jusqu'à la surface. La tête d'outil 34 est fixée au carter d'outil 48 qui maintient le manchon d'étanchéité 31. Le carter d'outil 48 comprend un capuchon métallique supérieur 39, un capuchon métallique inférieur 38 et un tube métallique 49. Le tube métallique 49 est fixé aux capuchons supérieur et
inférieur 39 et 38 par des filetages (non représentés).
Le manchon d'étanchéité 31 est supporté à l'extrémité inférieure de l'outil 32 par le capuchon
SR 14828 JCI
métallique de support inférieur 38 et à l'extrémité supérieure par le capuchon métallique support supérieur 39. Une barre cylindrique 36 en thermite est positionnée à peu près au centre du carter d'outil 48 à l'intérieur du tube métallique 49 et est enclose en parties haute et basse par les capuchons supérieur et
inférieur 39 et 38, respectivement.
Le manchon d'étanchéité 31 comprend une vessie gonflable 44 de forme globalement tubulaire (telle qu'une vessie élastique formée, par exemple, en un élastomère résistant à la chaleur tel qu'un caoutchouc au silicone) qui est représentée à son état initial dégonflé sur la figure 2. Une pellicule ou feuille 42 en élastomère, mince, est étirée autour de la section médiane de la vessie 44. Une couche d'époxy 40 (qui est un mélange se présentant initialement sous forme de pâte de résine et d'agent de polymérisation) est insérée dans la zone se trouvant entre la vessie 44 et la pellicule 42. La combinaison du manchon époxy 40 et de la pellicule 42 constitue le manchon permanent. En variante, une couche cylindrique de matériaux de renforcement, tels que des fibres ou des produits tissés, pourrait être utilisée avec la couche d'époxy 40 pour augmenter la résistance du manchon
permanent.
Dans une composition, la couche d'époxy 40 est constituée de 100 parties de résine et de 28 parties d'agent de polymérisation (les parties étant exprimées en poids). La résine est initialement sous forme liquide. L'agent de polymérisation peut être un agent tel que l'AncamineTM (qui est une polyamine modifiée se présentant sous forme de poudre) venant de chez Air Products & Chemicals, Inc. Une fois mélangés, la résine et l'agent de polymérisation constituent un matériau se présentant sous forme de pâte qui peut être pompé dans la zone se trouvant entre la vessie 44 et la pellicule
SR 14828 JCI
42. La vessie 44 comprend un orifice de remplissage en époxy, (non représenté) et un orifice d'évacuation au vide (non représenté). La zone est d'abord évacuée par l'orifice à vide et ensuite la couche d'époxy est pompée dans la zone se trouvant entre la vessie 44 et la pellicule 42 en passant par l'orifice de remplissage
en époxy.
Différents agents de polymérisation sont disponibles, provoquant une polymérisation de la couche époxy à des températures différentes. Du fait des températures différentes que l'on rencontre au fond des trous de forage (ce qui dépend de facteurs tels que la profondeur et la pression dans le puits), la flexibilité dont on bénéficie pour choisir les différents agents de polymérisation est chose importante. La plage de température de polymérisation
minimale peut être située entre 100 OC et 130 OC.
En se référant à la figure 3, l'outil de transport 32 est représenté, positionné près de la partie du tubage 12 devant être obturée par utilisation du manchon d'obturation 31. Une fois que le manchon d'obturation 31 est correctement positionné, une pompe placée dans la tête d'outil 34 est activée (depuis la surface) afin de gonfler la vessie en élastomère 44 par un pompage de fluide (par exemple de l'eau ou du fluide venant de l'environnement du puits) en passant par la tuyauterie 60 (figure 4) et l'introduire dans l'espace 50 se trouvant dans la vessie 44. Le gonflage de la vessie 44 a comme effet de pousser le manchon permanent (constitué du manchon d'époxy 40 et de la pellicule élastomère 42) contre la paroi intérieure 52 du tubage 12. La barre de thermite 36 reste fixée en position à l'aide du tube métallique 49, du capuchon
inférieur 38 et du capuchon supérieur 39.
En se référant à la figure 4, la section de l'outil 32 portant le manchon d'obturation 31 est
SR 14828 JCI
1.0 représentée plus en détails. La vessie en élastomère 44 est représentée à l'état gonflé en poussant le manchon permanent contre la paroi intérieure 52 de la section de tubage contenant des ouvertures perforées 54. La vessie en élastomère 44 est placée entre une fente supérieure 58 ménagée dans le capuchon de support supérieur 39 et une fente inférieure 56 ménagée dans le capuchon de support inférieur 38. La pompe que l'on a dans la tête d'outil 34 pompe le fluide dans l'espace 50 se trouvant dans la vessie 44 en passant par une tuyauterie d'alimentation et de décharge de
fluide 60 afin de gonfler la vessie.
Si le système est utilisé avec une ligne constituée d'un fil métallique, alors des instructions destinées à l'activation de la pompe peuvent se présenter sous forme de signaux électriques. Si, d'autre part, le système est utilisé avec un tube d'intervention enroulé, les signaux de pulsations de pression peuvent être utilisés, avec un décodeur de pulsations de pression placé dans la tête d'outil afin d'appréhender les signaux de pulsations de pression et d'activer la pompe si des signaux appropriés sont reçus. Une couche de mélange d'amorçage 64 couvre de façon adjacente la surface supérieure de la barre de thermite 36. Une résistance de mise à feu 68 est placée à l'intérieur de la couche de mélange d'amorçage 64 et est reliée, par un fil 66, à une source électrique (non représentée) se trouvant dans la tête d'outil 34. La source électrique est mise en service par un opérateur se trouvant à la surface afin de déclencher la résistance de tir 68 qui, à son tour, produit l'activation du mélange d'amorçage 64. La source électrique peut être activée par un opérateur à la surface pour mettre à feu la résistance de mise à feu
68, qui à son tour met à feu le mélange d'amorçage 64.
SR 14828 JCI
ll La source peut être activée par un signal électrique passant par une ligne en fil métallique ou bien par des signaux d'impulsions de pression si l'on utilise un
tube d'intervention enroulé.
Le mélange d'amorçage 64 peut être une composition quelconque qui peut être allumée avec la résistance de mise à feu 68, telle qu'une composition présentant un
mélange d'oxyde de baryum (BaO2) et de magnésium (Mg).
Apres l'allumage du mélange d'amorçage 64, une réaction de nature exothermique à auto-entretien est amorcée dans la thermite 36, ce qui dégage une quantité d'énergie thermique suffisante pour provoquer la mise en réaction du mélange de thermite, sa fusion et la production d'un mélange de métal fondu et d'oxyde réducteur. La réaction exothermique est exprimée par l'équation 1: MeO + R > Me + RO + chaleur (Equation 1) dans laquelle Me désigne un métal, R désigne un réducteur et O désigne l'oxygène. Ce type de thermite est un mélange sans gaz, c'est- à-dire qu'il ne génère pas de gaz durant le déroulement de la réaction exothermique. Ceci évite de subir les problèmes associés à l'établissement d'une pression au fond du
trou si des gaz sont produits.
Si le mélange de thermite comprend de l'oxyde de fer et de l'aluminium, la réaction exothermique est
exprimée par l'équation 2.
Fe203 + 2A1 > 2Fe + A1203 + chaleur (Equation 2) La thermite 36 peut également comprendre d'autres mélanges, y compris un mélange d'oxyde de cuivre (CuO ou Cu20) et de silicium (Si) ou un mélange d'oxyde de fer (FeO, Fe203 ou Fe304) et de silicium (Si). Si le mélange contient de l'oxyde de cuivre et du silicium,
la réaction exothermique est exprimée par l'équation 3.
SR 14828 JCI
2CuO + Si z 2Cu + SiO2 + chaleur (Equation 3) Si le mélange contient de l'oxyde de fer et du silicium, la réaction exothermique est exprimée par
l'équation 4.
2Fe203 + Si > 4Fe + 3SiO2 + chaleur (Equation 4) Une couche d'isolation supérieure 70 est positionnée entre le mélange d'amorçage 64 et le capuchon de support supérieur 39 et une couche d'isolation inférieure 72 est positionnée entre la barre de thermite 36 et le capuchon de support inférieur 38. En plus, une couche d'isolation 71 est située entre la barre de thermite 36 et le tube métallique 49. Les couches d'isolation 70, 71 et 72 empêchent que la chaleur générée par la thermite 36 entrée en réaction ne fasse fondre les pièces métalliques 39, 40 et 38, respectivement. Les couches d'isolation peuvent être réalisées en un matériau
composite de type carbone/résine.
La quantité de chaleur générée par la réaction exothermique se transfère par rayonnement et convection aux couches extérieures et, typiquement, élèvent la température de la couche époxy 40 à une température d'environ 50 C à 150 C au-dessus de la température ambiante du puits 10 pendant quelques heures. De telles températures élevées pour cette durée sont suffisantes pour produire la polymérisation du mélange de résine et d'agent de polymérisation se trouvant dans le manchon d'époxy 40 afin de transformer le mélange de pâte en un manchon époxy durci. Une fois que le manchon époxy 40 a durci, il reste fixé contre la surface intérieure 52 de la section de tubage, et la pellicule élastomère 42 agit comme obturateur pour empêcher tout écoulement de fluide de la formation par les ouvertures de
perforation 54 du tubage.
SR 14828 JCI
En se référant à la figure 5, une fois que la couche d'époxy 40 se trouvant dans le manchon permanent a été polymérisée, la pompe installée dans la tête d'outil 34 décharge du fluide de la vessie 44 afin de dégonfler cette vessie. La vessie 44 dégonflée se contracte radialement et se décolle du manchon d'époxy 40. L'outil de transport 32 peut ensuite être remonté par la colonne de production 18 en utilisant la
ligne de fil ou le tube d'intervention enroulé 30.
En se référant aux figures 6A-6B, des vues en coupe transversale du manchon permanent mis en place dans le tubage 12 montrent le manchon d'époxy 40, la pellicule d'élastomère 42 et le tubage 12. La figure 6A représente la vue en coupe transversale d'un tubage ayant des trous perforés 54. Du fait qu'il a été polymérisé sous compression, le manchon d'époxy durci 40 continue à presser la pellicule d'élastomère 42 contre la paroi intérieure 52 du tubage 12 et obture les ouvertures perforées 54 en empêchant tout écoulement de fluide de la formation environnante à travers les ouvertures perforées 54 vers le perçage de tubage 20. Au niveau des trous perforés 54, suite à l'action des forces de compression agissant pendant la polymérisation, la pellicule ou la feuille 42 en élastomère s'étend dans les trous 54 en s'adaptant aux bords du trou, améliorant de cette manière les caractéristiques d'étanchéité du manchon
permanent au niveau des bords des trous.
Sur la figure 6B, le tubage 12 est représenté avec une partie 80 défectueuse, dans laquelle la paroi du tubage est plus mince que le reste de ce tubage. Un tel défaut peut provoquer des fissures ou d'autres phénomènes d'ouverture qui pourraient se former dans la paroi du tubage, si bien que du fluide venant de la formation pourrait fuir dans le trou de puits 20. Le manchon permanent peut également être utilisé pour
SR 14828 JCI
obturer une telle section défectueuse se trouvant dans le tubage 12. Comme représenté sur la figure 6B, pendant le processus de polymérisation, la section 84 du manchon époxy 40 s'étend pour s'adapter à la forme de la paroi de tubage. Bien que la surface extérieure du manchon époxy 40 se déforme pour s'adapter à la forme de la paroi du tubage, la surface intérieure 86 du manchon époxy 40 reste sensiblement cylindrique. La section 84 du manchon époxy 40 presse la section correspondante de la pellicule d'élastomère 82 contre la partie défectueuse 80 de la paroi de tubage pour empêcher toute fuite de fluide depuis la formation environnante à travers les fissures ou d'autres ouvertures se trouvant dans la section de paroi de
tubage 80.
Le manchon d'obturation décrit ci-dessus peut
également être utilisé dans de nombreuses applications.
Une de ses applications est l'isolation vis à vis des contaminants, tels que de l'eau et/ou du sable, en obturant des sections perforées du tubage. Une autre application consiste à isoler de façon étanche, complètement ou partiellement, des sections de tubage à travers lesquelles un excès de gaz s'écoule depuis la formation environnante, ce qui peut provoquer une chute prématurée de la pression régnant dans les perforations environnantes et nuire aux caractéristiques de
production du puits.
Dans une autre application, le manchon d'obturation peut être utilisé pour isoler des zones dans un puits horizontal. Les caractéristiques de production dans la direction horizontale peuvent évoluer avec le temps. Ainsi, si une section particulière du puits horizontal n'est plus productive, cette section peut être isolée en utilisant le manchon d'obturation pour obturer de façon étanche les
SR 14828 JCI
ouvertures perforées du tubage, dans le puits horizontal. Une autre application du manchon d'obturation consiste à modifier les profils d'injection d'une zone productrice. Par exemple, en se référant à la figure 7, quatre puits 102, 104, 106 et 108 sont forés à travers
à une zone productrice 100 afin de produire de l'huile.
S'il est déterminé que la pression n'est pas appropriée pour des fins de production, les perforations de certains des puits peuvent être obturées de façon étanche de manière que de l'eau ou de l'air puisse être pompé dans la formation 110 au-dessous de la zone productrice 100, afin d'augmenter la pression au niveau des puits en production. Par exemple, les perforations ménagées dans les puits 102 et 108 en un endroit adjacent à la zone productrice 100 peuvent être obturées par utilisation de manchons d'obturation. Une fois qu'ils sont obturés de façon étanche, de l'eau ou de l'air peut être pompé en bas des puits 102 ou 108 pour effectuer une injection à un niveau inférieur, afin d'augmenter la pression de formation des puits 104 et 106 et, de cette manière, améliorer la production dans les puits 104 et 106; D'autres modes de réalisation sont également contenus dans le champ de l'invention. Par exemple, d'autres types d'agents de polymérisation, qui, une fois mélangés avec une résine, vont donner des températures de polymérisation appropriées, peuvent être utilisés. Une source de réaction de nature exothermique différente, autre que de la thermite, peut
être utilisée afin de générer la chaleur nécessaire.
Selon la température atteinte, la source réactive exothermique ou une autre source d'énergie peut être incorporée à titre de couche intérieure ou extérieure du manchon gonflable ou bien de couches se trouvant dans la substance du manchon interne. La couche se
SR 14828 JCI
j'; trouvant dans le manchon permanent peut contenir un matériau photosensible qui est polymérisable par une source lumineuse et la source d'énergie activable en bas du trou peut produire de la lumière d'une longueur d'ondes de polymérisation appropriée, par exemple de l'ultraviolet, au lieu de produire de la chaleur. La source de lumièrepeut être extérieure au manchon gonflable, ou le manchon peut être apte à transmettre la lumière pour permettre à la lumière produite à l'intérieur du manchon gonflable d'atteindre le manchon composite. En étant alimenté par une puissance ou par une connexion par faible puissance à destination de la surface, le manchon gonflable peut comprendre un manchon en métal, résistant thermiquement, analogue à un soufflet. Le manchon gonflable peut être gonflé et dégonflé par une pompe installée en surface. L'appareil et le procédé peuvent être réalisés par utilisation d'étapes multiples pour ce qui concerne le positionnement du manchon composite, du manchon
gonflable et la source thermique locale.
SR 14828 JCI
1.
Claims (24)
1. Appareil d'isolation étanche d'une paroi intérieure (52) d'une partie d'un tubage (12), positionné dans un puits (10), comprenant: un manchon gonflable (44) ayant une surface extérieure; un manchon composite (40) déformable réalisé en une composition polymérisable s'étendant autour de la surface extérieure du manchon gonflable (44), dans lequel le manchon gonflable (44) est susceptible d'être gonflé pour comprimer le manchon composite (40) contre la surface la paroi intérieure (52) du tubage (12); et caractérisé par une source d'énergie locale positionnée en bas du puits (10), près du manchon composite (40), la source d'énergie étant susceptible d'être activée pour produire la polymérisation du manchon composite (40) afin de former un manchon durci, dans lequel le manchon durci presse contre la paroi intérieure (52) de la partie du tubage (12) afin de créer une obturation aux fluides.
2. L'appareil selon la revendication 1, dans lequel la source d'énergie locale comprend une source d'énergie thermique de nature exothermique, conçue pour générer une énergie thermique destinée à produire la
polymérisation du manchon composite (40).
3. L'appareil selon la revendication 2, dans lequel le manchon composite (40) comprend un mélange de
résine et d'un agent de polymérisation.
4. L'appareil selon la revendication 3, dans lequel le mélange est susceptible de polymériser pour donner une couche d'époxy durcie après exposition à
l'énergie thermique.
SR 14828 JCI
5. L'appareil selon la revendication 2, dans lequel la source d'énergie exothermique comprend de la thermite.
6. L'appareil selon la revendication 5, dans lequel la thermite comprend une composition comprenant
un oxyde métallique et un réducteur.
7. L'appareil selon la revendication 6, dans lequel l'oxyde métallique est sélectionné dans le groupe constitué de l'oxyde de fer et de l'oxyde de
cuivre.
8. L'appareil selon la revendication 7, dans lequel le réducteur est sélectionné dans le groupe
constitué de l'aluminium et du silicium.
9. L'appareil selon la revendication 2, comprenant en outre: un mélange d'amorçage (64) positionné de façon adjacente à la source d'énergie thermique de nature exothermique, le mélange d'amorçage (64) étant allumé pour amorcer une réaction exothermique dans la source
d'énergie thermique.
10. L'appareil selon la revendication 2, dans lequel la source d'énergie thermique de nature exothermique est adaptée pour chauffer le manchon composite (40) à une température supérieure à environ 50 C au-dessus de la température ambiante du
puits (10).
11. L'appareil selon la revendication 1, comprenant en outre: un outil de transport (32) destiné à transporter le manchon gonflable (44), le manchon composite (40) et la source d'énergie, afin de les descendre dans le
puits (10), à la partie de tubage (12).
12. L'appareil selon la revendication 11, dans lequel le puits (10) comprend une colonne de production (18) ayant un premier diamètre et dans laquelle l'outil de transport (32) a un deuxième
SR 14828 JCI
1,9 diamètre inférieur au premier diamètre afin de permettre à l'outil de transport (32) d'être abaissé
dans la colonne de production (18).
13. L'appareil selon la revendication 11, dans lequel l'outil de transport (32) comprend en outre des moyens destinés à gonfler le manchon gonflable (44) et dans lequel la source de chaleur locale est une source d'énergie thermique de nature exothermique, montée centralement à l'intérieur de l'outil, et des moyens destinés à gonfler le manchon gonflable (44) et permettant à un transfert thermique de s'effectuer de
la source d'énergie au manchon gonflable (44).
14. L'appareil selon la revendication 1, comprenant en outre: une couche à adaptation de forme, s'étendant autour du manchon composite (40), la couche agissant pour former une obturation entre le manchon composite (40) et la paroi intérieure (52) de la partie du
tubage (12).
15. L'appareil selon la revendication 1, comprenant en outre un outil de pied de forage unitaire comprenant un ensemble constitué du manchon gonflable (44), du manchon composite (40) et d'une source de chaleur activable gonflable (44) localement, positionnée pour produire la chaleur de polymérisation
destinée au manchon composite (40).
16. Un procédé d'obturation d'une paroi intérieure (52) d'une partie d'un tubage (12) dans un puits (10), comprenant: le positionnement d'un manchon composite (40) ayant une surface extérieure, en bas du puits (10) à la partie du tubage (12), et un manchon composite (40) polymérisable s'étendant autour de la partie extérieure du manchon gonflable (44); le gonflage du manchon gonflable (44) afin de comprimer le manchon composite (40) contre la surface
SR 14828 JCI
de la paroi de tubage (12) intérieure; et caractérisé par l'activation d'une source d'énergie locale pour polymériser le manchon composite (40) pour qu'il forme un manchon durci dans lequel le manchon durci presse contre la paroi intérieure (52) de la partie du
tubage (12) pour créer une obturation aux fluides.
17. Le procédé selon la revendication 16, dans lequel le puits (10) comprend une colonne de production (18), le procédé comprenant en outre: la descente d'un ensemble constitué du manchon gonflable (44), du manchon composite (40) et de la source d'énergie thermique par la colonne de production (18) jusqu'à la section de tubage (12) par
utilisation d'un outil de transport (32).
18. Le procédé selon la revendication 16, dans lequel la source d'énergie locale comprend une source d'énergie thermique de nature exothermique, destinée à générer l'énergie thermique nécessaire à la
polymérisation du manchon composite (40).
19. Le procédé selon la revendication 18, dans lequel le manchon composite (40) comprend un mélange de
résine et d'un agent de polymérisation.
20. Le procédé selon la revendication 18, comprenant en outre: la polymérisation du mélange pour donner une
couche durcie après exposition à la chaleur.
21. Le procédé selon la revendication 18, dans lequel la source de chaleur exothermique comprend de la
thermite.
22. Le procédé selon la revendication 18, comprenant en outre: l'allumage d'un mélange d'amorçage (64) positionné de façon adjacente à la source de chaleur exothermique pour amorcer la réaction exothermique dans la source thermique.
SR 14828 JCI
23. Le procédé selon la revendication 18, comprenant en outre: l'utilisation d'une source d'énergie thermique de nature exothermique pour augmenter la température à une valeur supérieure à 50 OC au- dessus de la température
ambiante du puits (10).
24. Le procédé selon la revendication 16, dans lequel une couche à capacité d'adaptation de forme s'étend autour du manchon composite (40), la couche agissant pour former un joint d'étanchéité entre le manchon composite (40) et la paroi intérieure (52) de
la section de tubage (12).
SR 14828 JCI
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US08/768,027 US5833001A (en) | 1996-12-13 | 1996-12-13 | Sealing well casings |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
FR2757209A1 true FR2757209A1 (fr) | 1998-06-19 |
FR2757209B1 FR2757209B1 (fr) | 2003-04-04 |
Family
ID=25081311
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
FR9715706A Expired - Fee Related FR2757209B1 (fr) | 1996-12-13 | 1997-12-11 | Dispositif et procede d'obturation pour tubages de puits |
Country Status (5)
Country | Link |
---|---|
US (2) | US5833001A (fr) |
FR (1) | FR2757209B1 (fr) |
GB (1) | GB2320271B (fr) |
NO (1) | NO315338B1 (fr) |
SG (1) | SG71740A1 (fr) |
Families Citing this family (180)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5833001A (en) * | 1996-12-13 | 1998-11-10 | Schlumberger Technology Corporation | Sealing well casings |
US6138761A (en) * | 1998-02-24 | 2000-10-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and methods for completing a wellbore |
US6634431B2 (en) | 1998-11-16 | 2003-10-21 | Robert Lance Cook | Isolation of subterranean zones |
US7357188B1 (en) | 1998-12-07 | 2008-04-15 | Shell Oil Company | Mono-diameter wellbore casing |
US6575240B1 (en) | 1998-12-07 | 2003-06-10 | Shell Oil Company | System and method for driving pipe |
US6712154B2 (en) | 1998-11-16 | 2004-03-30 | Enventure Global Technology | Isolation of subterranean zones |
US6823937B1 (en) | 1998-12-07 | 2004-11-30 | Shell Oil Company | Wellhead |
US6557640B1 (en) | 1998-12-07 | 2003-05-06 | Shell Oil Company | Lubrication and self-cleaning system for expansion mandrel |
US6745845B2 (en) | 1998-11-16 | 2004-06-08 | Shell Oil Company | Isolation of subterranean zones |
US6640903B1 (en) | 1998-12-07 | 2003-11-04 | 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 |
US6725919B2 (en) | 1998-12-07 | 2004-04-27 | Shell Oil Company | Forming a wellbore casing while simultaneously drilling a wellbore |
AU770359B2 (en) | 1999-02-26 | 2004-02-19 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Liner hanger |
EP1169548B1 (fr) * | 1999-04-09 | 2004-09-01 | Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. | Procede de realisation de joint annulaire |
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 |
GB2355476B (en) * | 1999-10-19 | 2003-08-27 | Gemini Well Technology Ltd | Elastomeric packing element |
GC0000211A (en) | 1999-11-15 | 2006-03-29 | Shell Int Research | Expanding a tubular element in a wellbore |
US6419026B1 (en) | 1999-12-08 | 2002-07-16 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for completing a wellbore |
US6474414B1 (en) * | 2000-03-09 | 2002-11-05 | Texaco, Inc. | Plug for tubulars |
US6384389B1 (en) * | 2000-03-30 | 2002-05-07 | Tesla Industries Inc. | Eutectic metal sealing method and apparatus for oil and gas wells |
US6446717B1 (en) | 2000-06-01 | 2002-09-10 | Weatherford/Lamb, Inc. | Core-containing sealing assembly |
WO2002010551A1 (fr) * | 2000-07-28 | 2002-02-07 | Enventure Global Technology | Suspension de colonne perdue avec elements d'etancheite a joint coulissant et procede d'utilisation |
US6799637B2 (en) | 2000-10-20 | 2004-10-05 | Schlumberger Technology Corporation | Expandable tubing and method |
US6648076B2 (en) | 2000-09-08 | 2003-11-18 | Baker Hughes Incorporated | Gravel pack expanding valve |
US6435281B1 (en) * | 2000-09-25 | 2002-08-20 | Benton F. Baugh | Invisible liner |
US6612372B1 (en) | 2000-10-31 | 2003-09-02 | Weatherford/Lamb, Inc. | Two-stage downhole packer |
NO335594B1 (no) | 2001-01-16 | 2015-01-12 | Halliburton Energy Serv Inc | Ekspanderbare anordninger og fremgangsmåte for disse |
US6662876B2 (en) * | 2001-03-27 | 2003-12-16 | Weatherford/Lamb, Inc. | Method and apparatus for downhole tubular expansion |
US6494259B2 (en) * | 2001-03-30 | 2002-12-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole flame spray welding tool system and method |
GB0108384D0 (en) * | 2001-04-04 | 2001-05-23 | Weatherford Lamb | Bore-lining tubing |
GB0111779D0 (en) * | 2001-05-15 | 2001-07-04 | Weatherford Lamb | Expanding tubing |
US6775894B2 (en) * | 2001-07-11 | 2004-08-17 | Aera Energy, Llc | Casing patching tool |
MY135121A (en) * | 2001-07-18 | 2008-02-29 | Shell Int Research | Wellbore system with annular seal member |
GC0000398A (en) * | 2001-07-18 | 2007-03-31 | Shell Int Research | Method of activating a downhole system |
WO2004081346A2 (fr) | 2003-03-11 | 2004-09-23 | Enventure Global Technology | Appareil destine a la dilatation radiale et a la deformation plastique d'un element tubulaire |
JP4318417B2 (ja) * | 2001-10-05 | 2009-08-26 | ソニー株式会社 | 高周波モジュール基板装置 |
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 |
US7040404B2 (en) * | 2001-12-04 | 2006-05-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for sealing an expandable tubular in a wellbore |
US6668928B2 (en) | 2001-12-04 | 2003-12-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Resilient cement |
WO2003054345A1 (fr) | 2001-12-12 | 2003-07-03 | Weatherford/Lamb, Inc. | Systeme d'element d'etancheite bidirectionnel a piegeage de pression interne |
GB0130849D0 (en) * | 2001-12-22 | 2002-02-06 | Weatherford Lamb | Bore liner |
GB0131019D0 (en) | 2001-12-27 | 2002-02-13 | Weatherford Lamb | Bore isolation |
US7740076B2 (en) | 2002-04-12 | 2010-06-22 | Enventure Global Technology, L.L.C. | Protective sleeve for threaded connections for expandable liner hanger |
US7918284B2 (en) | 2002-04-15 | 2011-04-05 | Enventure Global Technology, L.L.C. | Protective sleeve for threaded connections for expandable liner hanger |
US6769491B2 (en) | 2002-06-07 | 2004-08-03 | Weatherford/Lamb, Inc. | Anchoring and sealing system for a downhole tool |
US7036600B2 (en) * | 2002-08-01 | 2006-05-02 | Schlumberger Technology Corporation | Technique for deploying expandables |
RU2317403C2 (ru) * | 2002-09-06 | 2008-02-20 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Скважинное устройство для избирательной перекачки флюида |
US6935432B2 (en) * | 2002-09-20 | 2005-08-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for forming an annular barrier in a wellbore |
MXPA05003115A (es) | 2002-09-20 | 2005-08-03 | Eventure Global Technology | Evaluacion de formabilidad de un tubo para miembros tubulares expandibles. |
US6854522B2 (en) * | 2002-09-23 | 2005-02-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Annular isolators for expandable tubulars in wellbores |
US6840325B2 (en) | 2002-09-26 | 2005-01-11 | Weatherford/Lamb, Inc. | Expandable connection for use with a swelling elastomer |
US6827150B2 (en) * | 2002-10-09 | 2004-12-07 | Weatherford/Lamb, Inc. | High expansion packer |
US6834725B2 (en) * | 2002-12-12 | 2004-12-28 | Weatherford/Lamb, Inc. | Reinforced swelling elastomer seal element on expandable tubular |
US6907937B2 (en) * | 2002-12-23 | 2005-06-21 | Weatherford/Lamb, Inc. | Expandable sealing apparatus |
US7886831B2 (en) | 2003-01-22 | 2011-02-15 | Enventure Global Technology, L.L.C. | Apparatus for radially expanding and plastically deforming a tubular member |
WO2004065758A1 (fr) * | 2003-01-24 | 2004-08-05 | Philip Head | Systeme de traitement de puits |
US20040144535A1 (en) * | 2003-01-28 | 2004-07-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Post installation cured braided continuous composite tubular |
US6988557B2 (en) * | 2003-05-22 | 2006-01-24 | Weatherford/Lamb, Inc. | Self sealing expandable inflatable packers |
GB0303152D0 (en) * | 2003-02-12 | 2003-03-19 | Weatherford Lamb | Seal |
US6896063B2 (en) * | 2003-04-07 | 2005-05-24 | Shell Oil Company | Methods of using downhole polymer plug |
US6823943B2 (en) | 2003-04-15 | 2004-11-30 | Bemton F. Baugh | Strippable collapsed well liner |
EP1620529B1 (fr) * | 2003-04-17 | 2007-07-11 | Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. | Procede pour la separation de substances colorees et/ou de contaminants asphalteniques d'un melange d'hydrocarbures |
GB2415988B (en) | 2003-04-17 | 2007-10-17 | Enventure Global Technology | Apparatus for radially expanding and plastically deforming a tubular member |
GB0412131D0 (en) * | 2004-05-29 | 2004-06-30 | Weatherford Lamb | Coupling and seating tubulars in a bore |
US7104322B2 (en) | 2003-05-20 | 2006-09-12 | Weatherford/Lamb, Inc. | Open hole anchor and associated method |
GB0315997D0 (en) * | 2003-07-09 | 2003-08-13 | Weatherford Lamb | Expanding tubing |
US6867129B2 (en) | 2003-07-15 | 2005-03-15 | Taiwan Semiconductor Manufacturing Company | Method of improving the top plate electrode stress inducting voids for 1T-RAM process |
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 |
US7156172B2 (en) | 2004-03-02 | 2007-01-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for accelerating oil well construction and production processes and heating device therefor |
US20050247450A1 (en) * | 2004-05-10 | 2005-11-10 | Schlumberger Technology Corporation | Flame and Heat Resistant Oilfield Tools |
US7819185B2 (en) | 2004-08-13 | 2010-10-26 | Enventure Global Technology, Llc | Expandable tubular |
US7290609B2 (en) * | 2004-08-20 | 2007-11-06 | Cinaruco International S.A. Calle Aguilino De La Guardia | Subterranean well secondary plugging tool for repair of a first plug |
US20060042801A1 (en) * | 2004-08-24 | 2006-03-02 | Hackworth Matthew R | Isolation device and method |
US20060144591A1 (en) * | 2004-12-30 | 2006-07-06 | Chevron U.S.A. Inc. | Method and apparatus for repair of wells utilizing meltable repair materials and exothermic reactants as heating agents |
US7318472B2 (en) * | 2005-02-02 | 2008-01-15 | Total Separation Solutions, Llc | In situ filter construction |
EP1701000B1 (fr) * | 2005-02-10 | 2008-12-03 | Services Petroliers Schlumberger (Sps) | Méthode et outil pour la consolidation d'un puits de forage |
US8894069B2 (en) * | 2005-03-30 | 2014-11-25 | Schlumberger Technology Corporation | Inflatable packers |
US7934552B2 (en) * | 2005-09-08 | 2011-05-03 | Thomas La Rovere | Method and apparatus for well casing repair and plugging utilizing molten metal |
NO325898B1 (no) * | 2005-09-15 | 2008-08-11 | M I Swaco Norge As | Skilleanordning |
CA2579116C (fr) * | 2006-02-17 | 2011-09-20 | Innicor Subsurface Technologies Inc. | Element d'obturation a base de materiau eutectique pour garnitures d'etancheite |
US8151895B1 (en) | 2006-02-17 | 2012-04-10 | Baker Hughes Incorporated | Eutectic salt inflated wellbore tubular patch |
CA2539735C (fr) * | 2006-03-03 | 2010-04-27 | Desmond Quinn | Dispositif d'expansion de piece tubulaire avec poche gonflable |
US7647980B2 (en) * | 2006-08-29 | 2010-01-19 | Schlumberger Technology Corporation | Drillstring packer assembly |
US7828055B2 (en) * | 2006-10-17 | 2010-11-09 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and method for controlled deployment of shape-conforming materials |
US7861744B2 (en) | 2006-12-12 | 2011-01-04 | Expansion Technologies | Tubular expansion device and method of fabrication |
EP1933004A1 (fr) * | 2006-12-12 | 2008-06-18 | Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. | Procédé de commande du durcissement d'un composé dans un puit de forage |
US7665538B2 (en) * | 2006-12-13 | 2010-02-23 | Schlumberger Technology Corporation | Swellable polymeric materials |
US20080217058A1 (en) * | 2007-03-05 | 2008-09-11 | Louis Wardlaw | Heating device for passage through subterranean asphalt and method of use |
US20080224413A1 (en) * | 2007-03-15 | 2008-09-18 | Doane James C | Sealing material to metal bonding compositions and methods for bonding a sealing material to a metal surface |
US8641696B2 (en) * | 2007-05-16 | 2014-02-04 | Ipsyrng Capital Development, Llc | Methods for identifying areas of a subject's skin that appear to lack volume |
US8881836B2 (en) * | 2007-09-01 | 2014-11-11 | Weatherford/Lamb, Inc. | Packing element booster |
US8584747B2 (en) * | 2007-09-10 | 2013-11-19 | Schlumberger Technology Corporation | Enhancing well fluid recovery |
US7896077B2 (en) * | 2007-09-27 | 2011-03-01 | Schlumberger Technology Corporation | Providing dynamic transient pressure conditions to improve perforation characteristics |
WO2010019378A2 (fr) * | 2008-08-13 | 2010-02-18 | Schlumberger Technology Corporation | Système et procédé d’enlèvement et de pose de bouchons |
US9004163B2 (en) | 2009-04-03 | 2015-04-14 | Statoil Petroleum As | Equipment and method for reinforcing a borehole of a well while drilling |
SE534965C2 (sv) * | 2009-11-10 | 2012-02-28 | Roeranalysgruppen I Europa Ab | Metod och apparat för installation av ett foder i ett rör |
US8196515B2 (en) * | 2009-12-09 | 2012-06-12 | Robertson Intellectual Properties, LLC | Non-explosive power source for actuating a subsurface tool |
US8281854B2 (en) * | 2010-01-19 | 2012-10-09 | Baker Hughes Incorporated | Connector for mounting screen to base pipe without welding or swaging |
EP2362062A1 (fr) | 2010-02-22 | 2011-08-31 | Welltec A/S | Barrière annulaire |
GB2480869B (en) | 2010-06-04 | 2017-01-11 | Bisn Tec Ltd | Method and apparatus for use in well abandonment |
US20120097391A1 (en) | 2010-10-22 | 2012-04-26 | Enventure Global Technology, L.L.C. | Expandable casing patch |
US9429236B2 (en) | 2010-11-16 | 2016-08-30 | Baker Hughes Incorporated | Sealing devices having a non-elastomeric fibrous sealing material and methods of using same |
BR112013021374A2 (pt) | 2011-02-22 | 2016-10-18 | Weatherford Technology Holdings Llc | fixação de condutor submarino |
US8662169B2 (en) | 2011-04-07 | 2014-03-04 | Baker Hughes Incorporated | Borehole metal member bonding system and method |
GB2490307A (en) * | 2011-04-14 | 2012-10-31 | Maersk Olie & Gas | Tubing Reshaping method and apparatus |
US8955606B2 (en) | 2011-06-03 | 2015-02-17 | Baker Hughes Incorporated | Sealing devices for sealing inner wall surfaces of a wellbore and methods of installing same in a wellbore |
US8905149B2 (en) | 2011-06-08 | 2014-12-09 | Baker Hughes Incorporated | Expandable seal with conforming ribs |
US8256538B1 (en) * | 2011-11-10 | 2012-09-04 | John Mayn Deslierres | Containment system for oil field riser pipes |
US8839874B2 (en) | 2012-05-15 | 2014-09-23 | Baker Hughes Incorporated | Packing element backup system |
US9677365B2 (en) * | 2014-08-26 | 2017-06-13 | Richard F. Tallini | Radial conduit cutting system and method |
MX366580B (es) * | 2012-08-28 | 2019-07-15 | Halliburton Energy Services Inc | Sistema de desplazamiento y limpieza de tubo ascendente y metodos de uso. |
US10093770B2 (en) | 2012-09-21 | 2018-10-09 | Schlumberger Technology Corporation | Supramolecular initiator for latent cationic epoxy polymerization |
US10018011B2 (en) | 2012-10-16 | 2018-07-10 | Maersk Olie Og Gas A/S | Sealing apparatus and method |
US9243490B2 (en) | 2012-12-19 | 2016-01-26 | Baker Hughes Incorporated | Electronically set and retrievable isolation devices for wellbores and methods thereof |
GB201223055D0 (en) | 2012-12-20 | 2013-02-06 | Carragher Paul | Method and apparatus for use in well abandonment |
US9709204B2 (en) | 2013-07-31 | 2017-07-18 | Elwha Llc | Systems and methods for pipeline device propulsion |
US9261218B2 (en) * | 2013-07-31 | 2016-02-16 | Elwha Llc | Pipeline leak sealing system and method |
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 |
US20150211327A1 (en) * | 2014-01-30 | 2015-07-30 | Olympic Research, Inc. | Well sealing via thermite reactions |
US9394757B2 (en) | 2014-01-30 | 2016-07-19 | Olympic Research, Inc. | Well sealing via thermite reactions |
US20150211328A1 (en) * | 2014-01-30 | 2015-07-30 | Olympic Research, Inc. | Well sealing via thermite reactions |
US9228412B2 (en) | 2014-01-30 | 2016-01-05 | Olympic Research, Inc. | Well sealing via thermite reactions |
WO2015116261A1 (fr) * | 2014-01-30 | 2015-08-06 | Olympic Research, Inc. | Scellement hermétique de puits par réactions aluminothermiques |
EP3119981B1 (fr) | 2014-03-20 | 2021-06-02 | Saudi Arabian Oil Company | Procédé et appareil permettant de sceller une zone de formation indésirable dans la paroi d'un puits de forage |
GB201406071D0 (en) | 2014-04-04 | 2014-05-21 | Bisn Tec Ltd | Well Casing / Tubing Disposal |
GB201414565D0 (en) | 2014-08-15 | 2014-10-01 | Bisn Oil Tools Ltd | Methods and apparatus for use in oil and gas well completion |
US10196875B2 (en) * | 2014-09-30 | 2019-02-05 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Deployment of expandable graphite |
US10724320B2 (en) | 2014-10-31 | 2020-07-28 | Schlumberger Technology Corporation | Non-explosive downhole perforating and cutting tools |
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 |
GB2551693B (en) | 2016-05-24 | 2021-09-15 | Bisn Tec Ltd | Down-hole chemical heater and methods of operating such |
US10807189B2 (en) | 2016-09-26 | 2020-10-20 | Schlumberger Technology Corporation | System and methodology for welding |
US10738567B2 (en) | 2016-09-30 | 2020-08-11 | Conocophillips Company | Through tubing P and A with two-material plugs |
US10760374B2 (en) * | 2016-09-30 | 2020-09-01 | Conocophillips Company | Tool for metal plugging or sealing of casing |
CN106761544B (zh) * | 2016-12-28 | 2019-05-17 | 南京铸安能源科技有限公司 | 一种煤矿瓦斯抽采用钻孔流体密封方法 |
US10648279B2 (en) | 2017-03-11 | 2020-05-12 | Conocophillips Company | Helical coil annular access plug and abandonment |
GB2562208B (en) | 2017-04-04 | 2021-04-07 | Bisn Tec Ltd | Improvements relating to thermally deformable annular packers |
US10378299B2 (en) * | 2017-06-08 | 2019-08-13 | Csi Technologies Llc | Method of producing resin composite with required thermal and mechanical properties to form a durable well seal in applications |
US10428261B2 (en) | 2017-06-08 | 2019-10-01 | Csi Technologies Llc | Resin composite with overloaded solids for well sealing applications |
GB2568519B (en) | 2017-11-17 | 2022-09-28 | Bisn Tec Ltd | An expandable eutectic alloy based downhole tool and methods of deploying such |
US10781676B2 (en) | 2017-12-14 | 2020-09-22 | Schlumberger Technology Corporation | Thermal cutter |
US10907760B2 (en) * | 2018-01-25 | 2021-02-02 | Picote Solutions Oy Ltd. | Installation device |
EP3517728A1 (fr) * | 2018-01-25 | 2019-07-31 | Welltec Oilfield Solutions AG | Outil d'intervention de câble de fond de trou |
WO2019165303A1 (fr) * | 2018-02-23 | 2019-08-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Protection de vanne barrière cimentée |
US10767452B2 (en) * | 2018-06-06 | 2020-09-08 | Saudi Arabian Oil Company | Liner installation with inflatable packer |
US10844700B2 (en) | 2018-07-02 | 2020-11-24 | Saudi Arabian Oil Company | Removing water downhole in dry gas wells |
CA3044153C (fr) | 2018-07-04 | 2020-09-15 | Eavor Technologies Inc. | Procede de formation de puits de forage geothermique a haute efficacite |
US10851612B2 (en) * | 2018-09-04 | 2020-12-01 | Saudi Arabian Oil Company | Wellbore zonal isolation |
US10982499B2 (en) * | 2018-09-13 | 2021-04-20 | Saudi Arabian Oil Company | Casing patch for loss circulation zone |
BR112021012854A2 (pt) * | 2018-12-28 | 2021-09-21 | Robertson Intellectual Properties, LLC | Material de proteção para sistema de combustível |
AU2020210554A1 (en) * | 2019-01-21 | 2021-08-12 | Saltel Industries | System and methodology for through tubing patching |
GB2583372B (en) | 2019-04-26 | 2022-03-02 | Isol8 Holdings Ltd | Downhole sealing methods and apparatus |
US10927627B2 (en) | 2019-05-14 | 2021-02-23 | DynaEnergetics Europe GmbH | Single use setting tool for actuating a tool in a wellbore |
US11578549B2 (en) | 2019-05-14 | 2023-02-14 | DynaEnergetics Europe GmbH | Single use setting tool for actuating a tool in a wellbore |
US11255147B2 (en) | 2019-05-14 | 2022-02-22 | DynaEnergetics Europe GmbH | Single use setting tool for actuating a tool in a wellbore |
US10975658B2 (en) * | 2019-05-17 | 2021-04-13 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Wellbore isolation barrier including negative thermal expansion material |
US11204224B2 (en) | 2019-05-29 | 2021-12-21 | DynaEnergetics Europe GmbH | Reverse burn power charge for a wellbore tool |
US11136849B2 (en) | 2019-11-05 | 2021-10-05 | Saudi Arabian Oil Company | Dual string fluid management devices for oil and gas applications |
US11230904B2 (en) | 2019-11-11 | 2022-01-25 | Saudi Arabian Oil Company | Setting and unsetting a production packer |
US11187044B2 (en) | 2019-12-10 | 2021-11-30 | Saudi Arabian Oil Company | Production cavern |
US11156052B2 (en) | 2019-12-30 | 2021-10-26 | Saudi Arabian Oil Company | Wellbore tool assembly to open collapsed tubing |
US11555571B2 (en) | 2020-02-12 | 2023-01-17 | Saudi Arabian Oil Company | Automated flowline leak sealing system and method |
US11260351B2 (en) | 2020-02-14 | 2022-03-01 | Saudi Arabian Oil Company | Thin film composite hollow fiber membranes fabrication systems |
US11253819B2 (en) | 2020-05-14 | 2022-02-22 | Saudi Arabian Oil Company | Production of thin film composite hollow fiber membranes |
US11460330B2 (en) | 2020-07-06 | 2022-10-04 | Saudi Arabian Oil Company | Reducing noise in a vortex flow meter |
US11851959B2 (en) * | 2020-07-28 | 2023-12-26 | Saudi Arabian Oil Company | Method and apparatus for the exact placement of resin and cement plugs |
US11655685B2 (en) | 2020-08-10 | 2023-05-23 | Saudi Arabian Oil Company | Downhole welding tools and related methods |
US11549329B2 (en) | 2020-12-22 | 2023-01-10 | Saudi Arabian Oil Company | Downhole casing-casing annulus sealant injection |
US11828128B2 (en) | 2021-01-04 | 2023-11-28 | Saudi Arabian Oil Company | Convertible bell nipple for wellbore operations |
US11598178B2 (en) | 2021-01-08 | 2023-03-07 | Saudi Arabian Oil Company | Wellbore mud pit safety system |
US20220282590A1 (en) * | 2021-03-08 | 2022-09-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Heat hardening polymer for expandable downhole seals |
US11448026B1 (en) | 2021-05-03 | 2022-09-20 | Saudi Arabian Oil Company | Cable head for a wireline tool |
US11859815B2 (en) | 2021-05-18 | 2024-01-02 | Saudi Arabian Oil Company | Flare control at well sites |
US11905791B2 (en) | 2021-08-18 | 2024-02-20 | Saudi Arabian Oil Company | Float valve for drilling and workover operations |
US12000267B2 (en) | 2021-09-24 | 2024-06-04 | DynaEnergetics Europe GmbH | Communication and location system for an autonomous frack system |
US11913298B2 (en) | 2021-10-25 | 2024-02-27 | Saudi Arabian Oil Company | Downhole milling system |
US11911790B2 (en) | 2022-02-25 | 2024-02-27 | Saudi Arabian Oil Company | Applying corrosion inhibitor within tubulars |
US11753889B1 (en) | 2022-07-13 | 2023-09-12 | DynaEnergetics Europe GmbH | Gas driven wireline release tool |
US11851974B1 (en) * | 2022-08-26 | 2023-12-26 | Saudi Arabian Oil Company | Resettable packer system for pumping operations |
US11993992B2 (en) | 2022-08-29 | 2024-05-28 | Saudi Arabian Oil Company | Modified cement retainer with milling assembly |
Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2286075A (en) * | 1941-01-21 | 1942-06-09 | Phillips Petroleum Co | Thermit welding apparatus |
US3935910A (en) * | 1973-06-25 | 1976-02-03 | Compagnie Francaise Des Petroles | Method and apparatus for moulding protective tubing simultaneously with bore hole drilling |
WO1994025655A1 (fr) * | 1993-05-03 | 1994-11-10 | Drillflex | Structure tubulaire de preforme ou de matrice pour le tubage d'un puits |
FR2728934A1 (fr) * | 1994-12-29 | 1996-07-05 | 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 |
Family Cites Families (15)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3067819A (en) * | 1958-06-02 | 1962-12-11 | George L Gore | Casing interliner |
US3134442A (en) * | 1958-10-27 | 1964-05-26 | Pan American Petroleum Corp | Apparatus for lining wells |
US3047065A (en) * | 1959-10-16 | 1962-07-31 | Pan American Petroleum Corp | Method and apparatus for lining pressure vessels |
US3149310A (en) * | 1960-12-08 | 1964-09-15 | Space General Corp | Electrolytic memory-cell and system |
US3175618A (en) * | 1961-11-06 | 1965-03-30 | Pan American Petroleum Corp | Apparatus for placing a liner in a vessel |
US3354955A (en) * | 1964-04-24 | 1967-11-28 | William B Berry | Method and apparatus for closing and sealing openings in a well casing |
US3364993A (en) * | 1964-06-26 | 1968-01-23 | Wilson Supply Company | Method of well casing repair |
US3482629A (en) * | 1968-06-20 | 1969-12-09 | Shell Oil Co | Method for the sand control of a well |
US3477506A (en) * | 1968-07-22 | 1969-11-11 | Lynes Inc | Apparatus relating to fabrication and installation of expanded members |
US4971152A (en) * | 1989-08-10 | 1990-11-20 | Nu-Bore Systems | Method and apparatus for repairing well casings and the like |
BR9106465A (pt) * | 1990-05-18 | 1993-05-18 | Philippe Bobileiau | Pre-forma tubular,dispositivo e processo para revestir um poco de perfuracao,processo para colocar em funcionamento o dispositivo e dispositivo para formar in situ uma secao de tubo a partir de uma pre-forma |
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. |
US5456319A (en) * | 1994-07-29 | 1995-10-10 | Atlantic Richfield Company | Apparatus and method for blocking well perforations |
US5613557A (en) * | 1994-07-29 | 1997-03-25 | Atlantic Richfield Company | Apparatus and method for sealing perforated well casing |
US5833001A (en) * | 1996-12-13 | 1998-11-10 | Schlumberger Technology Corporation | Sealing well casings |
-
1996
- 1996-12-13 US US08/768,027 patent/US5833001A/en not_active Expired - Lifetime
-
1997
- 1997-12-09 GB GB9726051A patent/GB2320271B/en not_active Expired - Fee Related
- 1997-12-11 FR FR9715706A patent/FR2757209B1/fr not_active Expired - Fee Related
- 1997-12-12 NO NO19975860A patent/NO315338B1/no unknown
- 1997-12-12 SG SG1997004436A patent/SG71740A1/en unknown
-
1998
- 1998-06-16 US US09/098,280 patent/US6102120A/en not_active Expired - Fee Related
Patent Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2286075A (en) * | 1941-01-21 | 1942-06-09 | Phillips Petroleum Co | Thermit welding apparatus |
US3935910A (en) * | 1973-06-25 | 1976-02-03 | Compagnie Francaise Des Petroles | Method and apparatus for moulding protective tubing simultaneously with bore hole drilling |
WO1994025655A1 (fr) * | 1993-05-03 | 1994-11-10 | Drillflex | Structure tubulaire de preforme ou de matrice pour le tubage d'un puits |
FR2728934A1 (fr) * | 1994-12-29 | 1996-07-05 | 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 |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
NO975860L (no) | 1998-06-15 |
NO975860D0 (no) | 1997-12-12 |
US6102120A (en) | 2000-08-15 |
NO315338B1 (no) | 2003-08-18 |
GB2320271A (en) | 1998-06-17 |
GB2320271B (en) | 1998-11-11 |
SG71740A1 (en) | 2000-04-18 |
GB9726051D0 (en) | 1998-02-04 |
FR2757209B1 (fr) | 2003-04-04 |
US5833001A (en) | 1998-11-10 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
FR2757209A1 (fr) | Dispositif et procede d'obturation pour tubages de puits | |
US8448713B2 (en) | Inflatable tool set with internally generated gas | |
US5211224A (en) | Annular shaped power charge for subsurface well devices | |
CA2402218C (fr) | Tampon pour materiel tubulaire | |
FR2703102A1 (fr) | Procédé de cimentation d'un tubage déformable à l'intérieur d'un puits de forage ou d'une canalisation. | |
WO1999025951A1 (fr) | Dispositif de mise en place d'une enveloppe filtrante a l'interieur d'un puits | |
FR2808557A1 (fr) | Procede et dispositif pour la regulation du debit des fluides de formation produits par un puits petrolier ou analogue | |
FR2493909A1 (fr) | Appareil d'exploitation de puits incorporant un ensemble de vannes de securite souterrain muni d'une garniture d'etancheite hydraulique | |
FR2716925A1 (fr) | Raccord à portée interne, destiné à être positionné dans un tube de production flexible. | |
US20220412178A1 (en) | Actively controlled bailer | |
FR2672934A1 (fr) | Systeme de liberation de lanceurs pour tete de cimentation ou outil de fond sous-marin, pour puits petroliers. | |
EP2304306B1 (fr) | Réparation in situ d'un trou dans une conduite de tubulures à conduite | |
US7757769B2 (en) | Wellbore and reservoir treatment device and method | |
FR2498675A1 (fr) | Dispositf de forage a pleine section permettant la mise en place d'un produit d'etanchement | |
WO2009103629A1 (fr) | Procede et dispositif de tubage d'une portion de puits foree | |
CA2154994C (fr) | Installation pour puits petrolier | |
FR3070054A1 (fr) | Derivation de dispositif de regulation d'ecoulement entrant et systeme d'isolation de derivation pour le gravillonnage avec tamis de regulation de sables deplaces | |
EP0020270B1 (fr) | Dispositif destiné à la préparation et à la mise en place de charges de scellement | |
EP1657365A2 (fr) | Procédé de chemisage de puits | |
US6371211B1 (en) | Method of creating a weld in a wellbore | |
RU2522368C2 (ru) | Узел управляемой подачи текучей среды обработки приствольной зоны забоя скважины | |
FR2692003A1 (fr) | Procédé et dispositif de contrôle de l'intégrité physique de tubes d'extraction et de gainages d'extraction dans des puits d'extraction par gaz. | |
AU763587B2 (en) | Method of creating a weld in a wellbore | |
FR2758852A1 (fr) | Procede de pompage d'un fluide | |
EP1541774A2 (fr) | Procède de decolmatage hydraulique d'un forage et dispositif associé |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
ST | Notification of lapse |
Effective date: 20081020 |