JP4825989B2 - 坑井孔の環状空間内の圧力制御 - Google Patents

坑井孔の環状空間内の圧力制御 Download PDF

Info

Publication number
JP4825989B2
JP4825989B2 JP2008541358A JP2008541358A JP4825989B2 JP 4825989 B2 JP4825989 B2 JP 4825989B2 JP 2008541358 A JP2008541358 A JP 2008541358A JP 2008541358 A JP2008541358 A JP 2008541358A JP 4825989 B2 JP4825989 B2 JP 4825989B2
Authority
JP
Japan
Prior art keywords
fluid
pressure
space
temperature
annular space
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 - Fee Related
Application number
JP2008541358A
Other languages
English (en)
Other versions
JP2009516111A (ja
Inventor
ヘルメス、ロバート、イー．
ゴンザレス、マニュエル、イー．
ルウェリン、ブライアン、シー．
ブロイズ、ジェームズ、ビー．
コーツ、ドン、エム．
Original Assignee
シェブロン ユー．エス．エー． インコーポレイテッド
ロスアラモス・ナショナル・セキュリティ，エルエルシー
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 シェブロン ユー．エス．エー． インコーポレイテッド, ロスアラモス・ナショナル・セキュリティ，エルエルシー filed Critical シェブロン ユー．エス．エー． インコーポレイテッド
Publication of JP2009516111A publication Critical patent/JP2009516111A/ja
Application granted granted Critical
Publication of JP4825989B2 publication Critical patent/JP4825989B2/ja
Expired - Fee Related legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

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
    • E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
    • E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B36/00—Heating, cooling or insulating arrangements for boreholes or wells, e.g. for use in permafrost zones
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
    • Y10S507/902—Controlled release agent
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10T—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER US CLASSIFICATION
    • Y10T137/00—Fluid handling
    • Y10T137/0318—Processes
    • Y10T137/0391—Affecting flow by the addition of material or energy
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10T—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER US CLASSIFICATION
    • Y10T137/00—Fluid handling
    • Y10T137/0318—Processes
    • Y10T137/0396—Involving pressure control

Landscapes

  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Earth Drilling (AREA)
  • Electrical Discharge Machining, Electrochemical Machining, And Combined Machining (AREA)
  • Sampling And Sample Adjustment (AREA)
  • Fluid-Pressure Circuits (AREA)

Description

（発明の背景）
本発明は、局限された空間(volume)内に入っている流体によって生ずる圧力を、その空間内の流体を加熱しながら制御する方法に関する。好ましい態様として、本発明は、坑井孔(Wellbore)内のケーシング・ストリング(casing string)組立体によって定められる環状空間(annular volume)内の圧力を制御する方法に関する。
油井のような坑井孔を穿孔する過程中、坑井孔の各区域(section)内に配置されるケーシング・ストリング又は保護用ジャケット(liner)を形成するため、比較的大きな直径の複数の金属管の夫々を長手方向に一緒に固定するのが典型的である。ケーシング・ストリングの各々は、地表近くの坑井頂部設備から吊り下げることができる。別法として、ケーシング・ストリングの幾つかを蛇腹状保護用ジャケット(liner string)の形態にし、それをケーシングの前の区域の設定深さ近くから伸ばす。この場合、蛇腹状保護用ジャケットは、ライナーハンガー上のケーシングの前の区域から吊るされるであろう。ケーシング・ストリングは、通常多数の節合管(joint)又は環節(segment)から通常構成され、夫々が４０フィートの程度の長さをもち、互いにネジ付き継ぎ手又は他の接合手段により接続される。これらの接合部は金属パイプであるのが典型的であるが、複合体管のように非金属材料でもよい。このケーシング・ストリングを用いて、孔の壁が崩れないようにすることにより坑井孔の一体性を増大するのに用いられる。更に、ケーシング・ストリングは、坑井孔が通過する一つの地層から別の地層へ流体が移動するのを防ぐ。
従来、ケーシング・ストリングの各区域は、坑井孔内にセメントで固定され、然る後、坑井孔の次の区域が穿孔される。従って、坑井孔の夫々の続く区域は、前の領域よりも小さい直径を持たなければならない。例えば、坑井孔の第一区域に２０ｉｎの直径を有する表面（導体）ケーシング・ストリングを取り付けることがある。坑井孔の次の幾つかの区域に、夫々１６ｉｎ、１３ 3/8ｉｎ及び９ 5/8ｉｎの直径を夫々有する中間(又は保護)ケーシング・ストリングを取り付けることがある。坑井孔の最後の区域には、夫々７ｉｎ及び４ 1/2ｉｎの直径を有する生産ケーシング・ストリングを取り付けることができる。セメント導入操作が完了し、セメントが凝固したならば、各ケーシング・ストリングの外側表面によって定められる環状のセメントカラムが存在することになる。
坑井孔によって貫通する地下の領域は、一般に水硬セメント組成物により密封される。この用途では、ケーシング・ストリング及びライナー・ストリングンのようなパイプ・ストリングを、水硬セメント組成物を用いて坑井孔中に固定する。これらの主要なセメント固定操作を行う際に、水硬セメント組成物を坑井孔の壁及びその中に配置したパイプ・ストリングの外側表面によって定まる環状空間中にポンプで入れる。環状空間内でセメント組成物を凝固させ、実質的に不透過性の硬化セメントの環状鞘を形成し、それが坑井孔中のパイプ・ストリングを支持し、位置を定め、坑井孔の壁に対しパイプ・ストリングの外側表面を密封する。水硬セメント組成物は、地下領域中の高度に透過性の領域又は崩壊部を密封し、パイプ・ストリング中の亀裂又は孔を塞ぐ等のような種々の他のセメント固定操作でも用いられている。
二つ以上のケーシング・ストリングを有するケーシング組立体は、坑井孔中の隣接する同心ケーシング・ストリング間の一つ以上の環状空間を定める。通常、各環状空間は、ケーシング・ストリングが設置されている場合、坑井孔中に存在する流体で、少なくとも或る程度まで満たされる。深い坑井の場合、環状空間内の流体（即ち、環状流体）の量はかなりのものになることがある。厚さ１ｉｎ×長さ５０００フィートの各環には、ケーシング・ストリングの直径により、凡そ５０，０００ガロン入るであろう。
油井及びガス井では、地層の或る部分を残りの坑井から隔離しなければならないことは珍しいことではない。このことは、典型的には、前のケーシング・シュー(casing shoe)より上の環の内部でセメントカラムの頂部を続くストリングから持ち上げることにより達成される。これはその地層を隔離するが、セメントをケーシング・シュー内部で持ち上げることは、実際上自然の崩壊勾配により与えられる安全弁を塞ぐ。シューでの漏洩を無くす代わりに、蓄積するどのような圧力でも、それが表面から抜けない限りケーシングに作用するであろう。殆どの土地坑井及び或る沖合プラットホーム坑井には、どのケーシング環にも到達できる坑井頂部が配備され、圧力増大が観察されると迅速に抜き取ることができるようになっている。一方、殆どの海面下坑井頂部設備は、ケーシング環に到達できず、密封された環が形成されることがある。その環は密封されているので、温度の上昇に反応して、内部圧力が著しく増大することがある。
ケーシング・ストリングを配備する間、環状空間中の流体は海底の周囲温度になるか、又はそれに近くなるのが一般的であろう。環状流体が加熱されると、それは膨張し、実質的な圧力増大が起きるであろう。この状態は全ての生産坑井で普通に存在するが、深水坑井では最も明白である。深水坑井は、生産中の生成流体の上昇した温度とは対照的に、置換される流体の冷たい温度のために環状圧力の蓄積を受け易いと思われる。密封された場合の環状空間内の流体の温度は、一般に周囲温度になり、それは０°Ｆ〜１００°Ｆの範囲内（例えば、３４°Ｆ）になることがあり、坑井の上にかなりの深さの水がある海面下の坑井では一層低い温度が最も頻繁に起きる。貯槽から生産する間、生成した流体はかなり高い温度で生産管を通過する。５０°Ｆ〜３００°Ｆの範囲の温度が予想され、１２５°Ｆ〜２５０°Ｆの範囲の温度に屡々遭遇する。
生成した流体の比較的高い温度は、ケーシング・ストリング間の環状流体の温度を上昇し、夫々のケーシング・ストリングに対する圧力を増大する。環状空間内に用いられる慣用的液体は、一定の圧力で温度と共に膨張する。一定体積の環状空間では、流体温度の上昇によりかなりの圧力増大が起きる結果になる。実質的に圧縮できない水性流体は、一定圧力で周囲条件から生産条件への温度変化により５％以上の体積増大を起こすことがある。一定体積では、この温度上昇は１０，０００ｐｓｉｇの程度までの圧力増大をもたらすことがある。増大した圧力は、ケーシング・ストリングの破損を起こす可能性を増大し、坑井の操作に破滅的な結果を与える。
必要なことは、環状空間内で慣用的流体の少なくとも一部分を、流体の温度が上昇した時に比体積を減少する流体系で置き換える方法である。
環状圧力蓄積（ＡＰＢ）問題は、石油穿孔／回収工業でよく知られている。Ｂ．モア(Moe)及びＰ．エルペルディング(Erpelding)、「環状圧力蓄積：それは何であるか、それについてすべきこと」(Annular pressure buildup: What it is and what to do about it,)、Deepwater Technology, p.21-23, August (2000)、及びＰ．オウデマン(Oudeman)及びＭ．ケレム(Kerem)、「ＨＰ／ＨＴ坑井中の環状圧力蓄積の一時的挙動」(Transient behavior of annular pressure buildup in HP/HT)、J. of Petroleum Technology, v.18, no.3, p.58-67 (2005)参照。幾つかの可能性のある解決法が既に報告されている：（Ａ）Ｒ．Ｆ．バルゴ(Vargo)Ｊｒ．その他による「マーリン・プロジェクトでの環状圧力蓄積防止の実際と成功」(Practical and SuccessfulPrevention of Annular Pressure Buildup on the Marlin Project)、ＳＰＥ年次技術協議会及び展示予稿集、第１２３５頁〜第１２４４頁、（２００２年）；（Ｂ）Ｊ．Ｈ．アゾラ(Azzola)その他、「環状圧力蓄積を減少するための真空絶縁管の適用」(Application of Vaccum InsulatedTubing to Mitigate Annular Pressure Buildup)、ＳＰＥ年次技術協議会及び展示予稿集、第１８９９頁〜第１９０５頁、（２００４年）に記載されている真空絶縁管；（Ｃ）Ｃ．Ｐ．リーチ(Leach)及びＡ．Ｊ．アダムズ(Adams)、「環状上昇圧力を解放するための新規な方法」(A New Method for the Relief of Annular Heat-up Pressure)、ＳＰＥ年次技術協議会及び展示予稿集、第８１９頁〜第８２６頁、（１９９３年）に記載されている破壊性発泡スペーサー；（Ｄ）Ｒ．ウィリアムソン(Williamson)その他による、「含有環状流体圧力蓄積の制御」(Control of Contained-Annulus Fluid Pressure Buildup、ＳＰＥ／ＩＡＤＣ穿孔協議会予稿集、論文番号７９８７５（２００３年）に記載されているセメント不足、全高セメント接合、好ましい漏洩路又は抜き取り口、強化ケーシング（増強）、及び圧縮性流体の使用；及び（Ｅ）米国特許第６，４５７，５２８号（２００２）及び米国特許第６，６７５，８９８号（２００４）にＪ．スタウト(Staudt)により記載されている破裂円板組立体の使用。これらの従来技術の例は、役立つ可能性はあるが、実施の困難性又は実現不可能なコスト、又はその両方のため、ＡＰＢ問題に対する充分な防御を与えるものではない。本出願人による発明は比較的実施し易く、費用効果もよい。
（発明の概要）
従って、局限された空間内の圧力を制御する方法を提供する。
その方法は：
ａ） 第一圧力を有する第一流体の入った空間及びその空間内に第一温度を与えること；
ｂ） 前記空間内の前記第一流体の少なくとも一部分を、第二流体で置き換えること；
ｃ） 前記空間を密封して局限された空間を生成させること；
ｄ） 前記局限された空間内の流体を、その流体が第二圧力及び第二温度になるように加熱すること；
を含み、然も、
前記第二圧力が、前記第一流体の入った前記局限された空間が前記第二温度でのみ持っていた圧力よりも低くなるように、前記第二流体を予め選択する、
ことを含む。
別の態様として、坑井孔のケーシング構造体中の圧力を制御する方法で、前記圧力が坑井孔内の場所毎に変化してもよい場合の方法を与える。この態様では、圧力及び温度は、環状空間内の一つの位置に関係する。即ち、この方法は：
ａ） 坑井孔内の二本のケーシング・ストリングにより定められる環状空間で、その環状空間内の選択された位置で第一圧力と第一温度とを有する第一流体の入った環状空間を与えること；
ｂ） 前記環状空間内の前記第一流体の少なくとも一部分を、第二流体で置き換えること；
ｃ） 前記環状空間を密封して局限された空間を生成させること；
ｄ） 前記局限された空間内の流体を加熱して、第二位置にある前記流体が第二圧力及び第二温度になるようにすること；
を含み、然も、
前記選択された位置にある前記第二圧力が、前記第一流体の入った前記局限された空間が前記第二温度でのみ持っていたであろう前記局限された空間内の前記選択された位置での圧力よりも低くなるように、前記第二流体を予め選択する、ことを含む。
一つの態様として、環状空間内の選択された位置で第二温度で生ずる第二圧力は、その空間内の流体の上昇した温度にも拘わらず、その位置での第一圧力に等しい。別の態様として、選択された位置での第二圧力は、その選択された位置での第一圧力よりも５０％以下高く、好ましくは３０％以下高く、一層好ましくは１５％以下高い。
別の態様として、本方法は、環状空間内の最大圧力に関する。実質的な垂直方向の長さを有する環状空間については、環状流体によって発生した静水圧力は、垂直距離にに亙って圧力勾配を生じ、環状空間内の最も深い位置での圧力が、坑井孔の頂部の圧力よりも大きく、この場合、それらの位置はその土地の中心に関する。このように、圧力が最大圧力になる環状空間内の位置が存在する。従って、この態様では、坑井孔のケーシング構造体中の最大圧力を制御する方法において；
ａ） 坑井孔内に二本のケーシング・ストリングにより定められる環状空間で、その環状空間内の第一温度で第一最大圧力を有する第一流体の入った環状空間を与えること；
ｂ） 前記環状空間内の第一流体の少なくとも一部分を、第二流体で置き換えること；
ｃ） 前記環状空間を密封して局限された空間を生成させること；そして
ｄ） 前記局限された空間内の流体を、前記第一温度に対し上昇した温度に加熱し、前記流体の少なくとも一部分が第二最大圧力になるようにすること；
を含み、然も、
前記第二最大圧力が、前記第一流体の入った前記局限された空間が前記第二温度でのみ持っていたであろう前記局限された空間内の最大圧力よりも低くなるように、前記第二流体を予め選択する、
ことを含む方法が与えられる。
一つの態様として、環状空間内の第二最大圧力は、第一最大圧力に等しい。この態様では、密封された環状空間内で、その空間内の流体の温度が上昇しているにも拘わらず、真の圧力増大は存在しない。別の態様として、第二最大圧力は、第一最大圧力よりも５０％以下高く、好ましくは３０％以下高く、一層好ましくは１５％以下高い。
更に別の態様として、局限された空間内の圧力を制御する方法において：
ａ） 第一圧力及び第一温度で、第一流体と第二流体とが入った空間を与えること；
ｂ） 前記空間を密封して局限された空間を生成させること；
ｃ） 前記局限された空間内の前記第一流体及び前記第二流体を加熱し、前記第一流体と前記第二流体が第二圧力及び第二温度になるようにすること；
を含み、然も、
前記第二圧力が、前記第一流体の入った前記局限された空間が前記第二温度でのみ持っていた圧力よりも低くなるように、前記第二流体を予め選択すること、を含む方法が与えられる。
特別な態様として、第二流体は、密封された環状空間内の条件に従う温度及び圧力で、体積を減少しながら重合する単量体を含む。従って、局限された空間内の圧力を制御する方法において：
ａ） 第一流体で、その一部分が第一圧力及び第一温度にある第一流体の入った空間を与えること；
ｂ） 前記空間内の前記第一流体の少なくとも一部分を、第二流体で置き換えること；
ｃ） 前記空間を密封して局限された空間を生成させること；
ｄ） 前記局限された空間内の流体を加熱し、前記局限された空間内の前記流体の少なくとも一部分が第二圧力及び第二温度になるようにすること；
を含み、然も、
第二流体が、前記第二圧力及び前記第一温度と前記第二温度との間の範囲にある温度で重合する単量体を含む、
方法が与えられる。
種々の因子の中で、就中、本発明は、異常な熱膨張性を有する流体系の発見に基づいており、それは、一定圧力でのそれら流体の膨張量が、圧縮不可能な流体に対して予想されるよりも少ないと言う点にある。このように、本発明の流体は、密封された空間内に局限されていながら加熱されると、その密封された空間内で起こす圧力増大を、慣用的流体の場合に予想されるよりも小さくする。
（発明の詳細な説明）
本発明は、局限された空間内で加熱されると、慣用的系の場合よりも低い値の圧力増大を示す流体系を与える。局限された空間は、流体が逃げないように密封される。従って、本発明は、密封又は局限された空間内で、その空間内の流体が上昇した温度へ加熱された時の圧力増大効果を減少する流体及び方法を与える。
一つの態様として、その空間は、密封され、次に加熱される流体の入ったどのような空間でもよい。本発明の空間の例は、例えば、化学反応を行うための反応容器であるが、それに限定されるものではない。最初第一流体で満たされたその空間が開いているとは、流体がその空間から出入りすることができることを意味する。空間を密封する前に、第二流体をその空間に送り、その空間内の第一流体の少なくとも一部分と置き換える。次にその空間を、更に流体の流れがその空間を出入りしないように密封し、その空間内の流体を加熱する。そのような加熱は空間内の圧力を実質的な程度まで増大し、特に液相流体を用いた場合、一層特別には実質的に圧縮不可能な液相流体を用いた場合に圧力が増大する。従って、本発明は、密封された空間内に入れ、目標とする温度へ加熱した場合、その空間内の圧力が、その空間に第一流体だけが入っている場合の圧力よりも小さくなるような性質を有する第二流体を与える。
特別な態様として、本発明は、坑井孔内の圧力、特に、例えば、貯槽から資源を取り出すことを目的として、坑井孔内に設置されているケーシング組立体の環状空間内の圧力を制御する方法を与える。資源の例には原油、天然ガス液体、石油蒸気（例えば、天然ガス）、合成ガス（例えば、一酸化炭素）、他のガス（例えば、二酸化炭素、窒素）、及び水又は水溶液が含まれる。
ケーシング組立体は、地中に穿孔することにより形成される坑井孔の側面を保護するためのケーシング・ストリングを含んでいる。環状空間は、そのケーシング組立体中の２本の隣り合った同心ケーシング・ストリングにより囲まれている。油井及びガス井の建設中、回転ドリルを用いて地下層構成物を通って孔を開け、坑井孔を形成するのが典型的である。回転ドリルが地層を通って孔を開けて行く間、工業的には「泥漿」として知られている穿孔流体を坑井孔を通って循環させる。泥漿は通常地表からドリルパイプの内部を通ってポンプで送られる。ドリルパイプを通って穿孔流体をポンプで連続的に送ることにより、穿孔流体はドリルパイプの底から坑井孔の壁とドリルパイプとの間の環状空間を通って坑井の地表へ送り返されて循環することができる。泥漿は、ある地質情報が望まれ、泥漿を再循環させるべき場合には、通常地表へ戻される。泥漿を用いてドリル先端の潤滑及び冷却を助け、坑井孔が穿孔される間、掘削物の除去を促進する。また、孔の中の泥漿カラムにより生じた静水圧が、さもなければ坑井孔内に生ずる高圧のため起きるであろう噴出を防ぐ。高圧によって起きる噴出を防ぐため、重い荷重を泥漿に加え、穿孔に予想されるどのような圧力よりも大きな静水圧を泥漿が持つようにする。
異なった種類の泥漿を、異なった深さで用いなければならない。なぜなら、坑井孔の深さが増大するに従って、坑井孔内の圧力が増大するからである。例えば、２，５００ｆｔでの圧力は、１，０００ｆｔでの圧力よりも遥かに大きい。１，０００ｆｔで用いられる泥漿は、２，５００ｆｔの深さで用いるのに充分な重さを持たないであろうし、或は噴出が起きるかも知れない。海面下坑井の極端な深さでの泥漿の重量は、高圧に対抗するように特に重いものでなければならない。しかし、この特別に重い泥漿の静水圧は、泥漿を地層構成物内へ侵入又は漏洩させ始め、泥漿循環の損失を生ずる。ケーシング・ストリングを用いて坑井孔の保護をし、穿孔泥漿の漏洩を防ぐ。
異なった種類の泥漿を用いることができるようにするため、異なったケーシング・ストリングを用いて、坑井孔に見出された広い圧力勾配を除くようにする。開始時、軽い泥漿を用いて、重い泥漿が必要になる深さまで坑井を穿孔する。これは一般には１，０００ｆｔを僅かに越えた所に起きるのが一般的である。この段階でケーシング・ストリングを坑井孔の中に挿入する。セメントスラリーをケーシングの中へポンプで入れ、穿孔泥漿又は水のような流体のプラグをポンプでセメントスラリーの背後に送り、ケーシングの外側と坑井孔の内部との間の環中へセメントを圧入する。セメントスラリーを形成するのに用いた水の量は、選択される水硬セメントの種類、スラリーに必要なコンシステンシー、特定の仕事のために必要な強度、及び手元にある一般的仕事条件により広い範囲に亙って変化するであろう。
坑井孔内に坑井ケーシングを固定するのに水硬セメント、特にポートランドセメントを用いるのが典型的である。水硬セメントは、水の存在下でそれらを凝固又は硬化させる水和反応が起きることにより凝固し、圧縮強度を発生するセメントである。セメントスラリーを凝固し、硬化させてケーシングを適所に保持する。セメントは、地下構成物の帯状隔離を与え、坑井孔の抜け落ち又は腐食を防ぐのに役立つ。
最初のケーシングを設定した後、一層重い泥漿が必要になる深さに坑井孔が再び穿孔されるまで穿孔を継続し、一般に約２，５００ｆｔの所で、その必要になった一層重い泥漿が地層構成物中に侵入し、漏洩し始めるであろう。再びケーシング・ストリングを、前に設置したストリングの内側の坑井孔内に挿入し、セメントスラリーを前と同じように追加する。
複数のケーシング・ストリングを坑井孔内に用いて二つ以上の地層構成物を隔離することもできるが、それらの構成物は互いに流通していないのがよい。例えば、メキシコ湾で見出される独特の特徴は、約２，０００ｆｔの深さで流れる高圧淡水サンドである。高圧のためそのレベルでは特別なケーシング・ストリングが一般に必要になる。さもないとそのサンドが泥漿又は生産流体中に漏洩するであろう。
海面下の坑井覆いは、海底に固定された外側ハウジングを有し、その外側坑井覆いハウジングの中に内側坑井覆いハウジングが取り付けてあるのが典型的である。沖合の坑井を完成する間、前記ハウジングの上に設置されたＢＯＰ積層体を通って、ケーシング及び管ハンガーを坑井覆いハウジング内の支持された位置中へ降下させる。坑井が完成した後、ＢＯＰ積層体を、坑井流体の生産を制御するための適当な弁を有するクリスマスツリー(Christmas-tree)により置き換える。ケーシング・ハンガーをハウジング孔に対して密封し、管ハンガーをケーシング・ハンガー又はハウジング孔に対して密封し、ケーシングと管ストリングとの間の環中に流体障壁を効果的に形成するようにする。ケーシング・ハンガーを配置し、密封した後、ケーシング環の密封部を圧力制御のため設置する。もし地表の坑井頂部に密封部が存在する場合、その密封部はケーシング環と流通する口を持つことが屡々できる。しかし、海面下の坑井覆いハウジング中に大きな直径の低圧ハウジングと小さな直径の高圧ハウジングが存在する。高圧のため、高圧ハウジングは安全のためどのような口でも持っていてはならはない。高圧ハウジングを密封したならば、破裂防止の目的で、ケーシング・ハンガーより低い孔を持つ方法がない。
図１に本発明の原理を具体化した方法が代表的に例示されている。方法及び他の装置及びここに記載する方法の次の説明において、「上」、「下」、「上方」、「下方」、等のような方向の用語は、単に便宜的に付図に関して用いられている。更に、ここに記載する本発明の種々の態様は、本発明の原理から離れることなく、傾いた、反転させた、水平、垂直、等のような種々の向き、及び種々の形態で用いることができることは理解されるべきである。ここに記載した方法は、陸上側と水面下側の坑井孔に適用することができる。坑井孔は、それが地面に入る場合、一つの末端で終わっていることを理解すべきである。水面下側の場合、終端部は水／土地界面の所にある。
ここで用語「坑井孔」及び「ケーシング・ストリング」を用いることは、方法の特定の例示した要素に本発明を限定するものと取るべきではないことは理解されるべきである。坑井孔は、別の坑井孔の分岐部のようなどのような坑井孔でもよく、必ずしも地表へ直接伸びている必要はない。ケーシング・ストリングは、ライナーストリング等のようなどのような型の管状ストリングでもよい。用語「ケーシング・ストリング」及び「ライナー・ストリング」は、ここでは、非金属材料とを含めたどのような材料からでも作られた管状ストリング、又は区分された、又は区分されていない管状ストリングのような、どのような型の管状ストリングでも指すものとして用いられている。従って、読者はここで用いられているこれら及び他の説明用語は、本発明の例示した態様を明瞭に説明するのに便利なようにしてあるだけであり、本発明の範囲を限定するために用いられているのではないことを認めるであろう。
図１は、本発明の一つの態様を例示している。坑井孔１０は、既にドリル・ストリング５０を用いて既に穿孔されており、ケーシング組立体２０は、互いに同心状に配列された少なくとも二つのケーシング・ストリングを含み、既に設置されている。ドリル・ストリングを支持するための支持手段と共に、ケーシング・ストリングを設置し、坑井孔に流体を供給するためのドリル・リングは示されていない。図１では、ケーシング・ストリング２２が設置されており、坑井孔１０に対する一方の端の所又はその近くでセメントプラグ２４により密封されている。
次にケーシング・ストリング４０に特別に注意を向けると、それは坑井孔終端部３４の所まで伸びるように設置されている。終端部３４は一時的な終端部であり、ケースストリング４０が設置された後、坑井孔は更に伸ばすことができるようになっていることは明らかである。別法として、ケーシング・ストリング４０は地層５中の最終深さの所まで伸びていてもよい。ケーシング・ストリング２２の内側表面及びケーシング・ストリング４０の外側表面により定められる環状空間４２は流体で満たされ、一般にはケーシング・ストリング４０が設置された時、坑井孔空間３６内に存在する流体で満たされている。環状空間内に最初に存在することがある慣用的流体には、穿孔操作の状況により穿孔用流体又は完成用流体が含まれる。環状空間内に最初に存在する流体で、ここでは第一流体と呼ぶものの性質は、坑井を完成させるために穿孔する坑井孔穿孔業者の要求を満たすように選択されている。一つの態様として、第一流体は慣用的定義を用いて圧縮不可能な流体である。
図１に例示した方法の段階では、環状空間４２は、ケーシングの一方の端にある開口４４を通って坑井孔空間３６と流通している。４６で指定した環状空間の他方の端は、穿孔リング（図示されていない）のような地表設備と流通しており、それは、４６を通って環状空間を出る流体を回収するための手段を有する。環境問題は、４６を通って環境へ失われる流体の量を最小限にするように促している。
本発明の方法では、第二流体を、開口４８を通って坑井孔空間３６内へ導入し、環状空間４２中の第一流体の少なくとも一部分と置き換える。開口４８は、第二流体を供与するための手段と流通している。この目的ためのポンプ手段が、例えば、穿孔リング又は生産リング上に配置されていてもよい。第二流体はプラグ流又は断続流としてその空間内に供給され、比較的純粋な形態で坑井孔空間３６を通って下方へ送られる。坑井孔終端部３４の所では、第二流体が開口４４を通り環状空間４２に入り、上方へ送られ、環状空間４２中に最初からあった第一流体を第二断続流体の前方へ押し、開口４６を通って環状空間から押し出す。環状空間へ供給される第二流体の量は、密封された環状空間４２内で許容することができる圧力の大きさに依存して技術的選択の問題である。例えば、その量は、坑井系の大きさ、環状空間へ供給された時の第二流体の温度、坑井内で生ずる流体の温度、生産中の環状空間内の流体の予想される温度、ケーシング・ストリングの設計及び仕様、等によって更に影響される。
効果的の量の第二流体を環状空間４２に加えてその中に存在していた第一流体の少なくとも一部分と置換した後、環状空間４２を密封する。図２は、２６で示したコンクリートプラグ、及び２８で示したケーシング環状プラグにより密封された環状空間４２を例示している。一般に、ケーシング環状密封部は坑井孔の頂部を密封し、坑井孔から環境へ流体が逃げるのを防ぐ。このようにしケーシング・ストリングの環境空間４２により表される密封され局限された空間は、適所で局限され、その空間からどのような認め得る程度でも漏洩しないように防止された流体が入っている。
図２に例示した態様では、環状空間４２のような空間内に入っていて、その空間内の第一圧力及び第一温度を有する第一流体の少なくとも一部分を、少なくとも一種類の重合可能な単量体及び少なくとも一種類の静電防止剤を含む第二流体で置き換え、第一流体と第二流体との組合せでその空間を満たす。ケーシング・ストリング２２と４０との間の環状空間４２を、コンクリートプラグ２６及びケーシング環状プラグ２８により密封する。第二流体を含む環状空間４２内の流体の温度は、一般に０〜１００°Ｆの範囲内にある。海面下の設備の場合、流体温度（即ち、第一温度）は、屡々６０°Ｆより低く、或は４０°Ｆより低く、例えば２５°Ｆ〜３５°Ｆの温度範囲内にある。
炭化水素流体が生成され、生産導管５２を通って上へ流れ、坑井孔１０から出始めた時、それらの流体は一般に第一温度よりも高い温度にある。５０°Ｆ〜３００°Ｆの範囲の生産流体温度が予想され、１２５°Ｆ〜２５０°Ｆの範囲の温度に屡々遭遇する。導管５２内の比較的熱い生産流体は、局限された環状空間４２内の流体を加熱し、その流体を第二圧力及び第二温度にする。慣用的装置では、密封された環状空間内の流体圧力は、温度が上昇するにつれてかなり高い圧力へ上昇し始めるであろう。これとは対照的に、本発明に従い、局限された空間内の第二圧力が、その空間内の流体の温度が第二温度へ上昇した後、第一流体の入っていたその局限された空間が第二温度でのみ持つ圧力よりも低くなるように、第二流体を予め選択する。
本発明の実施により得られる利点及び長所は、慣用的方法の欠陥とは対照的である。環状空間を最初第一流体で満たす。第一流体の温度はその第一流体の添加中の坑井孔の条件に依存して周囲温度以下であろう。海面下の坑井孔の場合、第一流体は、その第一流体が穿孔プラットホームにある源から坑井孔への途中で通る水によって冷却されることがある。これらの条件下で、第一流体は一般に０°Ｆ〜１００°Ｆの範囲の温度になるであろう。海面下設備の場合、流体の温度（即ち、第一温度）は、屡々６０°Ｆより低く、又は４０°Ｆより低く、例えば２５°Ｆ〜３５°Ｆの温度範囲にある。流体を環状空間内に密封した後、坑井孔内の生産管５２を通って上方へ送られる生産流体によりその流体は加熱される。その上昇した温度は従来圧力の増大をもたらし、時々破滅的なレベルまで増大する。
環状圧力
それとは対照的に、本発明の方法により、環状空間内のこの圧力は、管理し易いレベルまで制御される。本発明を実施して、流体の入った局限された空間を加熱し、その局限空間内の流体を第二圧力及び第二温度にする。一つの態様として、第二圧力は局限空間全体に亙って均一である。別の態様として、第二圧力は空間内の場所毎に変化していてもよい。従って、この態様では、第二圧力（及び第二温度）は、環状空間内の選択された位置と呼ぶ特定の位置に関連している。例えば、坑井孔内のケーシング組立体内の環状空間は数百フィート、時には数千フィートになることさえある垂直長さを有することがある。このように、流体で満たされた坑井孔内の静水圧は、坑井孔の頂部よりも底部で高くなると予想される。従って、別の態様として、本発明の方法は、環状空間内の静水ヘッド及び他の因子を考慮に入れて、その空間内の最大圧力を制御することに関する。
ここでの開示の目的から、目標の圧力は、本発明を実施中の環状空間内の希望の圧力である。一つの態様として、本発明の実施による目標圧力は、第一流体だけが入った局限空間が持っていた圧力よりも低い第二圧力である。別の態様では、第二圧力は、環状空間内の第一圧力に等しい。別の態様では、密封環状空間内に入っている第二流体の第二温度での第二圧力が、第一流体だけが入った密封されていないその環状空間の第一温度での第一圧力よりも５０％以下高く、好ましくは３０％以下高く、一層好ましくは１５％以下高くなるように、第二流体を予め選択する。
多くの場合、第一圧力、第一温度、第二圧力、及び第二温度は測定することができ、夫々の定量的値は知られているであろう。しかし、本発明は、これらのパラメーターの定量的値についての知識がなくてもその全体に亙って実施できることは当業者によって認められるであろう。流体の入った容器（例えば、ケーシング・ストリング）の一体性が許容できない程度になるまで妥協される圧力限界よりも低く維持されると言うことで本発明の実施にとっては充分である。
第二流体系
環状空間内の圧力を制御するためその環状空間に添加される流体は、ここで用いているように、第二流体、又は別の呼び方として環状流体と呼ぶ。そのように、第二流体は、環状空間内での圧力増大を、実質的に圧縮不可能な液体の場合に予想されるものよりも小さくする熱膨張性を有する。ケーシング・ストリング４０を設置する間、坑井孔空間３６内に存在する流体、従って、ケーシング・ストリングを設置する時に環状空間４２内に最初から存在する流体は、第一流体と呼ぶ。第一流体の組成は、本発明にとっては重要ではなく、一般に、例えば、穿孔流体又は完成流体を含めた坑井の穿孔及び完成に用いられる種々の流体の一つであろう。穿孔流体は、水又は油系であり、更に表面活性剤、塩、重量増加剤、及びドリル先端の効果的な冷却、掘削物の除去、及び流体生産のための坑井孔の保護及び調整に必要などのような他の材料でも含むことができる。同様に、完成流体は、水及び油系でもよく、更に地層からの流体の回収を準備する際の坑井孔及び設置構造体をクリーニングするための材料を含んでいてもよい。
本発明の実施で、環状空間内の第一流体は、少なくとも一部分第二流体で置き換える。一般に、第二流体は、ここに記載するような希望の性質に寄与する液体成分及び付加的成分を含む。一つの態様として、第二流体は圧縮不可能な流体である。別の態様として、第一流体と第二流体との組合せが慣用的意味を用いて圧縮不可能な流体である。液体成分は、例えば、穿孔流体の一種類以上の成分を含め、水、炭化水素、又はそれらの両者を含んでいてもよい。溶解した有機及び／又は無機の塩、酸、又は塩基を含む水性溶液を第二流体系に含有させてもよい。穿孔流体又は完成流体中に典型的に見出される材料を含めた炭化水素混合物を含有させてもよい。それらの例には、ディーゼル燃料、Ｃ６〜Ｃ２０混合物、アルコール、アルデヒド、ケトン、エーテル、カルボニル、芳香族、パラフィン、及びシクロパラフィンが含まれる。連続的水性相及び不連続的有機相を有するエマルジョンを含有させてもよい。別法として、連続的有機相と不連続的水性相とを有するエマルジョンを含有させてもよい。更に、第二流体は、連続相として液相を含み、更に固体を含んでいてもよく、それら固体はスラリーとして、又は嵩張った粒子として存在していてもよい。或は、第二流体は蒸気相を持つ層状、又は液体中に気泡の形で蒸気相を含む連続的相として液体を含んでいてもよい。別の態様として、第二流体は、上に記載したどの形態又はそれら全ての形態として、液体、蒸気、及び固体の相を含んでいる。どの場合でも、第二流体は、その流体の温度の上昇に関連して予想外の膨張性を有する。
無水無機材料
一つの態様として、第二流体は、水含有キャリヤー流体中に無水無機材料を含む。環状空間内に無水無機結晶又は材料を添加すると、それらの構造内に過剰の水を吸収し、環状圧力問題を軽減する。例えば、無水硫酸カルシウム（石膏及び焼き石膏のような工業的品種を含む）の各式量は、その結晶構造内に１０水和水を吸収する。同じく水を吸収する酸化バリウム、又は酸化カルシウムのような無機化合物も有効である。ゼオライトのような結晶質アルミノ珪酸塩を含めたアルミノ珪酸塩材料は、分子レベルで水を取り込むことにより液体を除去する。この用途のためのゼオライトの例は、３Ａ、４Ａ、１３Ｘ、及びＹゼオライトである。これらのゼオライトは水和で膨張せず、実際その過程中空気を放出する。水和中に放出された空気は、全て局限された環状空間内に導入されるであろう。空気は圧縮可能なので、ゼオライトを水和することにより発生した空気ポケットは、環状空間内の流体が加熱された時、圧力緩衝体を与える。
本発明の好ましい態様として、水吸収性無機化合物のペレットを、ゆっくり溶解する重合体のような、取り込まれた流体中でゆっくり溶解することができるどのような材料でカプセル化してもよく、吸収作用が起きる前に循環時間を与えるのに充分なように反応を遅延させることができるようにする。これは、水が、取り込まれる混合物の僅かな成分である（例えば、水が６％で、残余が鉱油又は他のそのような混合物である）場合の二成分系又は三成分系でも働くことができるであろう。ゆっくり溶解する重合体の例には、ポリ（ビニルアルコール）、カルボキシメチルセルロース、及びゼラチンが含まれるが、それらに限定されるものではない。
別の態様として、環状空間に供給される無機材料の、第二流体中での少なくとも一部分は、負の熱膨張係数を有するタングステン酸ジルコニウム又はモリブデン酸ジルコニウムを含む。
架橋重合体材料
別の態様として、密封された空間内で環状流体が加熱された時、圧力増大に反作用させるため本発明の環状流体に一種類以上の架橋有機／重合体材料を含有させる。この目的のため、どのような形状安定性開口多孔質発泡材料（例えば、ポリスチレン発泡体及びポリウレタン発泡体）でも適切に用いることができる。圧力増大効果に反作用する重合体材料の効果性は、ゆっくり溶解する重合体で被覆すると向上する。このようにして、ゆっくり溶解する重合体で被覆した重合体材料を環状空間に導入する。セメントで固定した後、そのゆっくり溶解する重合体が溶解し、架橋重合体が環状流体に晒される。圧力の増大は架橋重合体を破壊し、それが環状空間内の圧力を減少すると共に、その架橋重合体内に最初に取り込まれていた蒸気を放出する。重合体の破壊及び圧縮可能なガスの発生の両方が、環状空間内の圧力減少に寄与する。
重合系
別の態様として、第二圧力及び第一温度と第二温度の間の範囲の温度で比体積の減少を伴って重合する単量体を含む第二流体を与えることにより、局限空間内の圧力を制御する方法を与える。この態様に従い、密封された環状空間内の圧力は、その空間を密封する前に環状流体に添加された単量体の重合により、加熱すると低下する。水溶性単量体と水不溶性単量体の両方を環状空間に添加すると、体積の減少（及びそれに付随する環状空間内の圧力減少）を伴って重合することができる。密封された環の局限空間内でのそのような体積の減少は、本発明の特定の単量体の重合がない同様な系に対して、その局限空間内で圧力の減少を与える結果になるであろう。
本発明の単量体は、水、油、又は第二流体を調製する時の高密度成分を含めた、穿孔泥漿に特徴的な一層複雑な混合物と混合してもよい。単量体は第二流体中、１〜９９体積％の範囲、一層好ましくは５〜７５体積％の範囲、更に一層好ましくは１０〜５０体積％の範囲で存在するであろう。一例として、第二流体は、２０体積％の単量体と、硫酸バリウムのような高密度材料及び水を含む第二成分を８０体積％含む。
メチルアクリレート及びメチルメタクリレートのようなアクリレートの重合を含めた単量体の重合により、その重合過程から液体単量体と固体重合体との間に２５％程の体積減少を得ることができる。例えば、Ｊ．クロシュウィッツ(Kroschwitz)編集、エンサイクロペディア・オブ・ポリマー・サイエンス・アンド・エンジニアリング(Encyclopedia of Polymer Science and Engineering)、第２版〔ジョン・ウイリー・アンド・サンズ社(John Wiley & Sons, Inc.)１９８５年〕、第１巻、表２０、第２６６頁の「アクリル及びメタクリルエステル重合体」（Acrylic and Methacrylic Ester Polymers）、及びＤ．Ａ．ティルドブルック(Tildbrook)その他による「分子モデル作成を用いた重合収縮の予測」(Prediction of Polymerization ShrinkageUsing Molecular Modeling)、J. Poly. Sci; Part B: Polymer Physics, 41, 528-548 (2003)参照。本発明の好ましい態様として、単量体を、適当な重合開始剤（一種又は多種）と共に、水／油のような水中に（石鹸を用いて）懸濁又は乳化し、ポンプで環状空間内に送り、セメント固定した後、重合を起こし（この場合も殆ど凍結温度にある遅い反応温度を利用して）、合計５％までの体積減少を、単量体と水の２０％（体積／体積）混合物を用いて達成することができる。このその場での重合過程に実際的であると思われる他のビニル単量体の例には、他のアクリルエステル、メタクリルエステル、ブタジエン、スチレン、塩化ビニル、Ｎ−ビニルピロリドン、Ｎ−ビニルカプロラクタム、又は他のそのような油及び／又は水可溶性単量体が含まれるが、それらに限定されるものではない。
更に別の利点を、重合過程のための開始剤を選択することにより導くことができる。アゾ型開始剤は、重合過程中、副生成物として窒素ガスを生ずる。局限された環状空間内で発生して得られたその気相成分は、圧縮性流体であり、生産管を通過する生産物流体により環状流体が加熱される間に、その局限環状空間内の圧力を制御するのに貢献することができる。生産物流体の温度及び化学的制約に依存して、過酸化物開始剤を用いてもよい。別法として、過硫酸アンモニウム及び活性化剤Ｎ, Ｎ，Ｎ′, Ｎ′−テトラメチルエチレンジアミン、又は過硫酸カリウム及び活性化剤硫酸第一鉄／亜硫酸水素ナトリウムのようなレドックス開始剤系を、重合が起きるタイミングを制御するため上で言及したようにカプセル化されるならば、用いることができであろう。
ガス発生材料
別の態様として、ガス発生材料の添加により、環状圧力問題を軽減する圧縮可能なガスポケットを与える。本発明に有用なガス発生材料の一例は、少量のマンサク(witch hazel)抽出物と、１：２重量比のクエン酸・炭酸水素塩(bicarbonate)とを一緒にして、水と水和した時に二酸化炭素ガスを発生する成形可能な生成物にすることを含む。好ましくは、その材料のペレットを上に記載したようなゆっくり水に溶解する重合体で被覆及び／又はカプセル化する。本発明の実施でこれらのペレットを用い、それら被覆ペレットをポンプで環状空間内に送り、次に上に記載したようにその空間を密封する。ペレットの「時間調節した放出」により放出ガスを発生し、それが環状空間内の上方レベルでトラップされる。
二成分流体系
別の態様として、第二流体系は、負の混合体積係数を有する二つの液体を含む二成分流体系である。負の混合体積係数とは、二つの液体を一緒に混合すると、混合液体の体積が、混合前の二つの液体の体積の合計よりも小さくなる性質を有することを意味する。この特別な性質を有する流体の例には、アルコールと水性流体との混合物が含まれる。アルコールの例には、Ｃ１〜Ｃ８アルコールが含まれ、好ましいアルコールは、メタノール、エタノール、プロパノール、及びブタノールである。この場合、水性流体は、ケーシング・ストリングを設置した後、環状空間内に存在する穿孔流体でもよい。
アルコールを、第二液体との混合物を形成する前に、上に記載したように、環状空間を密封するまで別の相として維持することが重要である。一つの態様として、アルコールをポンプで比較的純粋なプラグとして環状空間内に送り、アルコール相と水性相との主要な混合が、環状空間を密封した後に環状空間内で起きるようにする。別法として、アルコールを、ゆっくり溶解する重合体のような、トラップされた流体中でゆっくり溶解することができるどのような材料でも、それを用いてカプセル化し、二つの相の混合が、その空間を密封した後に確実に起きるように充分遅延させることができるようにする。ゆっくり溶解する重合体の例には、ポリ（ビニルアルコール）、カルボキシメチルセルロース、及びゼラチンが含まれるが、それらに限定されるものではない。
このように、熱い流体の生産中、環状空間が加熱される前又はその間で、前記ゆっくり溶解する重合体が溶解し、アルコール相が水性相と混合し、アルコール相が、記載したように添加されていない場合に存在したであろう圧力と比較して、環状空間内の圧力が減少する結果を与える。この態様を遂行する際のアルコール相は、環状空間内の液体の全体積の９０％まで、好ましくは５体積％〜８０体積％の範囲、一層好ましくは１０体積％〜５０体積％の範囲で添加され、特定の量は特定の用途に依存する。
実験室での実験は、エマルジョン重合法でメチルメタクリレートの混合物の体積が効果的に減少したことを実証し、下の例により、その方法が、加熱サイクル中の圧力を監視しながら体積を一定に保つ装置（例１）及び５００フィートの試験坑井を用いた野外実験（例２）で通用することが証明された。
例１
圧力ボンベに、２００ｐｓｉｇの出発圧力で水性流体を満たした。次にボンベを密封し、ボンベから流体が逃げないようにし、２４℃から１００℃へ加熱した。図３に示すように、ボンベ内の流体の圧力は、加熱サイクル中１４，０００ｐｓｉｇへ増大した。
上で用いた圧力ボンベに、２００ｐｓｉｇの出発圧力で、導入量２０体積％のメチルメタクリレートを（アゾ型開始剤と共に）含有する水性エマルジョン流体を満たした。次にボンベを密封し、ボンベから流体が逃げないようにし、２４℃から１００℃へ加熱した。図３に示すように、ボンベ内の流体の圧力は、約３０００ｐｓｉｇへ上昇したが、その水性流体単独の場合よりも上昇率は低かった。約７０℃でメチルメタクリレート単量体の重合が開始し、ボンベ内の圧力は、そのボンベ内の初期圧力よりも低く減少した。
例２
規模を拡大した野外実験も行なった。７ｉｎケーシングと９ 5/8ｉｎケーシングにより局限された環状空間内の深さ５００フィートの試験坑井中に水を用いた。流体を入れた後、その環状空間を予め５００ｐｓｉｇに加圧し、次に７ｉｎパイプの内部に熱水を循環させることにより加熱した。２時間に亙って温度入力は１９０°Ｆであり、温度出力は１６０°Ｆであった（熱を吸収する降下孔地層による）。得られた圧力は約２１００ｐｓｉｇであった（図４）。
導入量２０体積％のメチルメタクリレートを（アゾ型開始剤と共に）含有する、例１に記載したのと同様なエマルジョン流体を同じ試験坑井で用いた。最初予め５００ｐｓｉｇに加圧した後、数分で既に圧力が零に低下したことが認められたので、環を再び５００ｐｓｉｇまで加圧した。２時間に亙って温度は前と同じように上昇し、入力温度と出力温度は重合反応により発生した熱のため、実質的に同じであったことが認められた。圧力は再び零へ減少し、次にゆっくり２４０ｐｓｉｇの最終安定圧力まで増大した（図４）。圧力のかなりの減少は、単量体が重合体へ収縮したことによる。実験が終わった時に収集した試料を単量体及び重合体について分析した。単量体は微量（＜１％）であることが立証され、重合体はほぼ３百万の重量平均分子量を持っていた。
図１は、第二流体を環状空間内に添加している時の、開口環状空間を示す本発明の方法の一つの態様を例示する図である。 図２は、本文中に開示したように、第二温度及び第二圧力にある第二流体の入った密封された環状空間を示す本発明の方法の一つの態様を示す図である。 図３は、本発明の一つの態様を試験することにより得られた実験結果を例示する図である。 図４は、本発明の一つの態様を試験することにより得られた実験結果を例示する図である。

Claims (42)

  1. 局限された空間内の圧力を制御する方法において、
    ａ） 第一圧力を有する第一流体の入った空間を与え、その空間内に第一温度を与えること；
    ｂ） 前記空間内の前記第一流体の少なくとも一部分を、第二流体で置き換えること；
    ｃ） 前記空間を密封して局限された空間を生成させること；
    ｄ） 前記局限された空間内の前記流体を加熱し、前記流体を第二圧力及び第二温度にすること；
    を含み、然も、
    前記第二圧力が、前記第一流体の入った前記局限された空間が前記第二温度でのみ持っていた圧力よりも低くなるように、前記第二流体を予め選択すること、を含む方法。
  2. 空間が環状空間である、請求項１に記載の方法。
  3. 環状空間が、坑井孔内の二本の同心ケーシング・ストリングによって定められる、請求項１に記載の方法。
  4. 第一温度が、０°Ｆ〜１００°Ｆの範囲にある、請求項１に記載の方法。
  5. 第二温度が、５０°Ｆ〜３００°Ｆの範囲にある、請求項１に記載の方法。
  6. 第二温度が、１２５°Ｆ〜２５０°Ｆの範囲にある、請求項５に記載の方法。
  7. 工程（ｃ）の局限された空間内の流体が、第一圧力及び第一温度にある、請求項１に記載の方法。
  8. 第一圧力が、工程（ａ）の空間内の第一流体の最大圧力であり、第二圧力が、工程（ｄ）の空間内の流体の最大圧力である、請求項１に記載の方法。
  9. 工程（ａ）の空間内の第一温度にある流体の第一圧力が、前記空間内の選択された位置にあり、工程（ｄ）の空間内の第二温度にある流体第二圧力が、前記空間内の前記選択された位置にある、請求項１に記載の方法。
  10. 第二流体が、少なくとも一種類の無水無機材料を含む、請求項１に記載の方法。
  11. 無水無機材料を、硫酸カルシウム、酸化バリウム、酸化カルシウム、ゼオライト３Ａ、ゼオライト４Ａ、ゼオライト１３Ｘ、及びゼオライトＹからなる群から選択する、請求項１０に記載の方法。
  12. 少なくとも一種類の無水無機材料を、ゆっくり溶解する重合体でカプセル化する、請求項１０に記載の方法。
  13. ゆっくり溶解する重合体を、ポリ（ビニルアルコール）、カルボキシメチルセルロース、及びゼラチンからなる群から選択する、請求項１２に記載の方法。
  14. 第二流体が多孔質発泡材料を含む、請求項１に記載の方法。
  15. 多孔質発泡材料を、ポリスチレン及びポリウレタン発泡体からなる群から選択する、請求項１４に記載の方法。
  16. 多孔質発泡材料を、ゆっくり溶解する重合体でカプセル化する、請求項１４に記載の方法。
  17. 第二流体が、第二圧力及び第一温度と第二温度との間の範囲の温度で重合する単量体を含む、請求項１に記載の方法。
  18. 単量体が、局限された空間内で圧力減少を伴って重合する、請求項１７に記載の方法。
  19. 単量体を、アクリレート及びメタクリレートからなる群から選択する、請求項１８に記載の方法。
  20. 重合過程を、アゾ型開始剤、過酸化物開始剤、又は過硫酸アンモニウム／Ｎ, Ｎ，Ｎ′, Ｎ′−テトラメチルエチレンジアミン レドックス開始剤系からなる群から選択された開始剤により開始する、請求項１９に記載の方法。
  21. 第二流体がガス発生材料を含む、請求項１に記載の方法。
  22. ガス発生材料が、クエン酸と炭酸水素塩との組合せである、請求項２１に記載の方法。
  23. ガス発生材料を、ゆっくり溶解する重合体でカプセル化する、請求項２２に記載の方法。
  24. ゆっくり溶解する重合体を、ポリ（ビニルアルコール）、カルボキシメチルセルロース、及びゼラチンからなる群から選択する、請求項２３に記載の方法。
  25. 第二流体が、水性流体とアルコールを含む二成分流体系を含む、請求項１に記載の方法。
  26. アルコールを、Ｃ１〜Ｃ８アルコールからなる群から選択する、請求項２５に記載の方法。
  27. 二成分流体系が、５体積％〜８０体積％のアルコールを含む、請求項２５に記載の方法。
  28. 第二流体内のアルコールが、環状空間が密封されるまで水性相から分離されている、請求項２５に記載の方法。
  29. 第二流体に導入されるアルコールを、ゆっくり溶解する重合体でカプセル化する、請求項２５に記載の方法。
  30. 坑井孔のケーシング構造体中の圧力を制御する方法において：
    ａ） 坑井孔内の二本のケーシング・ストリングにより定められる環状空間で、第一圧力と第一温度とを有する第一流体の入った環状空間を、その環状空間内の選択された位置に与えること；
    ｂ） 前記環状空間内の前記第一流体の少なくとも一部分を、第二流体で置き換えること；
    ｃ） 前記環状空間を密封して局限された空間を生成させること；
    ｄ） 前記局限された空間内の流体を加熱し、第二位置にある前記流体を第二圧力及び第二温度にすること；
    を含み、然も、
    前記選択された位置にある前記第二圧力が、前記第一流体の入った前記局限された空間が前記第二温度でのみ持っていたであろう前記局限された空間内の前記選択された位置での圧力よりも低くなるように、前記第二流体を予め選択する、ことを含む方法。
  31. 第二圧力が、第一圧力よりも５０％以下高い、請求項３０に記載の方法。
  32. 第二圧力が、第一圧力よりも３０％以下高い、請求項３０に記載の方法。
  33. 第二圧力が、第一圧力よりも１５％以下高い、請求項３０に記載の方法。
  34. 第二圧力が第一圧力に等しい、請求項３０に記載の方法。
  35. 坑井孔のケーシング構造体中の圧力を制御する方法において；
    ａ） 坑井孔内の二本のケーシング・ストリングにより定められる環状空間で、その環状空間内の第一温度で第一最大圧力を有する第一流体の入った環状空間を与えること；
    ｂ） 前記環状空間内の前記第一流体の少なくとも一部分を、第二流体で置き換えること；
    ｃ） 前記環状空間を密封して局限された空間を生成させること；
    ｄ） 前記局限された空間内の流体を、前記第一温度に対し上昇した温度に加熱し、前記流体の少なくとも一部分を第二最大圧力にすること；
    を含み、然も、
    前記第二最大圧力が、前記第一流体の入った前記局限された空間が前記上昇した温度でのみ持っていたであろう前記局限された空間内の最大圧力よりも低くなるように、前記第二流体を予め選択する、
    ことを含む方法。
  36. 局限された空間内の圧力を制御する方法において：
    ａ） 第一圧力及び第一温度で、第一流体と第二流体とが入った空間を与えること；
    ｂ） 前記空間を密封して局限された空間を生成させること；
    ｃ） 前記局限された空間内の前記第一流体及び前記第二流体を加熱し、前記第一流体と前記第二流体を第二圧力及び第二温度にすること；
    を含み、然も、
    前記第二圧力が、前記第一流体の入った前記局限された空間が前記第二温度でのみ持っていた圧力よりも低くなるように、前記第二流体を予め選択すること、を含む方法。
  37. 坑井孔内の環状空間内の圧力を制御する方法において：
    ａ） 前記環状空間を第一流体で満すこと；
    ｂ） 前記第一流体の少なくとも一部分を、無水無機材料、重合系、及び二成分流体系からなる群から選択された材料を含む第二流体で、前記環状空間内で置き換えること；及び
    ｃ） 前記環状空間を密封すること；
    を含む方法。
  38. 無水無機材料を、硫酸カルシウム、酸化バリウム、酸化カルシウム、ゼオライト３Ａ、ゼオライト４Ａ、ゼオライト１３Ｘ、及びゼオライトＹからなる群から選択する、請求項３７に記載の方法。
  39. 無水無機材料を、負の熱膨張係数を有する無水無機材料、タングステン酸ジルコニウム及びモリブデン酸ジルコニウムからなる群から選択する、請求項３７に記載の方法。
  40. 重合系が、アクリレート及びメタクリレートからなる群から選択された単量体及び開始剤を含む、請求項３７に記載の方法。
  41. 開始剤を、アゾ型開始剤、過酸化物開始剤、又は過硫酸アンモニウム／Ｎ, Ｎ，Ｎ′, Ｎ′−テトラメチルエチレンジアミン レドックス開始剤系からなる群から選択する、請求項４０に記載の方法。
  42. 二成分流体系が水性流体及びアルコールを含む、請求項３７に記載の方法。
JP2008541358A 2005-11-18 2006-11-16 坑井孔の環状空間内の圧力制御 Expired - Fee Related JP4825989B2 (ja)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US11/282,424 US7441599B2 (en) 2005-11-18 2005-11-18 Controlling the pressure within an annular volume of a wellbore
US11/282,424 2005-11-18
PCT/US2006/044611 WO2007061816A2 (en) 2005-11-18 2006-11-16 Controlling the pressure within an annular volume of a wellbore

Publications (2)

Publication Number Publication Date
JP2009516111A JP2009516111A (ja) 2009-04-16
JP4825989B2 true JP4825989B2 (ja) 2011-11-30

Family

ID=38052354

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
JP2008541358A Expired - Fee Related JP4825989B2 (ja) 2005-11-18 2006-11-16 坑井孔の環状空間内の圧力制御

Country Status (12)

Country Link
US (5) US7441599B2 (ja)
EP (1) EP1948902A4 (ja)
JP (1) JP4825989B2 (ja)
CN (5) CN102261230B (ja)
AU (1) AU2006318802B2 (ja)
BR (1) BRPI0618733A2 (ja)
CA (1) CA2630337C (ja)
EA (1) EA014617B1 (ja)
MY (4) MY154446A (ja)
TR (1) TR200803529T1 (ja)
WO (1) WO2007061816A2 (ja)
ZA (5) ZA200805283B (ja)

Families Citing this family (57)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7441599B2 (en) * 2005-11-18 2008-10-28 Chevron U.S.A. Inc. Controlling the pressure within an annular volume of a wellbore
US20070114034A1 (en) * 2005-11-18 2007-05-24 Chevron U.S.A. Inc. Controlling pressure and static charge build up within an annular volume of a wellbore
CA2641596C (en) * 2006-02-09 2012-05-01 Weatherford/Lamb, Inc. Managed pressure and/or temperature drilling system and method
US8673827B1 (en) 2007-11-28 2014-03-18 Los Alamos National Security, Llc Method of analysis of polymerizable monomeric species in a complex mixture
US8100179B2 (en) * 2008-02-19 2012-01-24 Chevron U.S.A. Inc. Production and delivery of a fluid mixture to an annular volume of a wellbore
US20090272545A1 (en) * 2008-04-30 2009-11-05 Altarock Energy, Inc. System and method for use of pressure actuated collapsing capsules suspended in a thermally expanding fluid in a subterranean containment space
US7604057B1 (en) * 2008-05-22 2009-10-20 Tesco Corporation (Us) Incremental U-tube process to retrieve of bottom hole assembly during casing while drilling operations
US8066074B2 (en) * 2008-11-18 2011-11-29 Chevron U.S.A. Inc. Systems and methods for mitigating annular pressure buildup in an oil or gas well
CN101624819B (zh) * 2009-07-28 2010-12-29 四川大学 双涡室掺气型漩流竖井
CA2715700A1 (en) * 2009-09-03 2011-03-03 Schlumberger Canada Limited Methods for servicing subterranean wells
US8215393B2 (en) * 2009-10-06 2012-07-10 Schlumberger Technology Corporation Method for treating well bore within a subterranean formation
US8360151B2 (en) * 2009-11-20 2013-01-29 Schlumberger Technology Corporation Methods for mitigation of annular pressure buildup in subterranean wells
US8353351B2 (en) * 2010-05-20 2013-01-15 Chevron U.S.A. Inc. System and method for regulating pressure within a well annulus
US20110315381A1 (en) * 2010-06-25 2011-12-29 Foy Streetman Compositions and method for use in plugging a well
WO2012106028A1 (en) * 2011-02-03 2012-08-09 Exxonmobill Upstream Research Company Systems and methods for managing pressure in casing annuli of subterranean wells
US9217101B2 (en) * 2011-04-07 2015-12-22 Los Alamos National Security, Llc Low-melting elemental metal or fusible alloy encapsulated polymerization initiator for delayed initiation
BR112013026993A2 (pt) 2011-04-19 2016-12-27 Landmark Graphics Corp método realizado com um sistema de computação para determinar a integridade do poço
US8651185B2 (en) * 2011-05-09 2014-02-18 Los Alamos National Security, Llc Reducing or stopping the uncontrolled flow of fluid such as oil from a well
US9096467B2 (en) 2012-08-27 2015-08-04 Schlumberger Technology Corporation Methods for completing subterranean wells
US9574419B2 (en) 2012-08-27 2017-02-21 Schlumberger Technology Corporation Methods for completing subterranean wells
CN102942911B (zh) * 2012-11-22 2015-03-04 吉林冠通能源科技有限公司 一种应用于低产低渗透油井加氢热气化学增产的溶液组份
US10265192B2 (en) 2013-07-03 2019-04-23 Spine Innovation, Llc Methods and apparatus for implanting an interbody device
US9631132B2 (en) * 2013-07-11 2017-04-25 Halliburton Energy Services, Inc. Mitigating annular pressure buildup using temperature-activated polymeric particulates
CN103324214B (zh) * 2013-07-19 2015-09-16 嘉华特种水泥股份有限公司 一种用于油井水泥养护釜的恒压压力控制方法
CN103439990B (zh) * 2013-07-19 2015-12-09 嘉华特种水泥股份有限公司 一种用于油井水泥养护釜的恒压压力控制系统
MX2016004076A (es) 2013-10-31 2016-08-11 Landmark Graphics Corp Determinacion de la presion dentro de un espacio anular sellado.
US9546313B2 (en) * 2013-12-13 2017-01-17 Brian Henry Tomlinson Compositions and methods for controlling wellsite fluid and gas flow
US9458703B2 (en) 2013-12-26 2016-10-04 Superior Graphite Co. Compressible carbonaceous particulate material and method of making same
US9835009B2 (en) 2014-03-25 2017-12-05 Halliburton Energy Services, Inc. Method and apparatus for managing annular fluid expansion and pressure within a wellbore
US9845731B2 (en) 2014-09-24 2017-12-19 United Technologies Corporation Self-modulated cooling on turbine components
MX2017003813A (es) * 2014-10-16 2017-06-26 Halliburton Energy Services Inc Metodos para mitigar la acumulacion de presion anular en un pozo mediante el uso de materiales que tienen un coeficiente de expansion termica negativo.
KR200482100Y1 (ko) * 2015-07-09 2016-12-15 한국해양과학기술원 선저플러그 파손방지용 케이싱유니트
US9976071B2 (en) 2015-08-12 2018-05-22 King Fahd University Of Petroleum And Minerals Enhanced oil recovery processes
CN106761554B (zh) * 2016-12-20 2019-06-11 中国石油天然气股份有限公司 深水油气井套管圈闭空间的压力释放装置
WO2019038643A1 (en) 2017-08-23 2019-02-28 Vallourec Tube-Alloy, Llc DEVICE AND METHOD FOR MITIGATING ANNULAR PRESSURE ACCUMULATION IN AN ANNULAR SPACE FOR WELLBORE TUBING
GB2577201B (en) 2017-09-19 2022-05-25 Halliburton Energy Services Inc Annular pressure buildup mitigation using acid swellable polymer system
CN108131130A (zh) * 2017-12-05 2018-06-08 中国石油天然气集团公司 对气井井口套管环空压力监测数据的分析方法及其装置
CN108005612A (zh) * 2017-12-11 2018-05-08 中国海洋石油集团有限公司 五开次深水井环空压力管理方法
CN109097011B (zh) * 2018-08-13 2021-04-30 西南石油大学 一种基于地温加热的胶囊型膨胀体及其用于封堵地层漏失及其提高地层承载能力的方法
WO2020102263A1 (en) 2018-11-12 2020-05-22 Exxonmobil Upstream Research Company Buoyant particles designed for compressibility
US11401459B2 (en) 2018-11-12 2022-08-02 Exxonmobil Upstream Research Company Fluid mixture containing compressible particles
WO2020102262A1 (en) 2018-11-12 2020-05-22 Exxonmobil Upstream Research Company Method of placing a fluid mixture containing compressible particles into a wellbore
WO2020102264A1 (en) 2018-11-12 2020-05-22 Exxonmobil Upstream Research Company Method of designing compressible particles having buoyancy in a confined volume
GB2600284B (en) * 2019-08-23 2023-09-13 Landmark Graphics Corp Method for predicting annular fluid expansion in a borehole
NO20220081A1 (en) * 2019-08-23 2022-01-19 Landmark Graphics Corp System and method for dual tubing well design and analysis
DE102019006214A1 (de) * 2019-09-03 2021-03-04 Erdwerk GmbH Vorrichtung und Verfahren zum Druckabsichern von Tiefenbohrungen
US11215032B2 (en) 2020-01-24 2022-01-04 Saudi Arabian Oil Company Devices and methods to mitigate pressure buildup in an isolated wellbore annulus
US11814932B2 (en) * 2020-04-07 2023-11-14 ExxonMobil Technology and Engineering Company Method of attenuating annular pressure buildup using compressible particles
BR112022020240A2 (pt) * 2020-04-07 2022-11-22 Exxonmobil Upstream Res Co Sistema de fixação de revestimento para a atenuação do acúmulo de pressão anular
US11261712B2 (en) 2020-04-22 2022-03-01 Saudi Arabian Oil Company System and method for automated well annulus pressure control
US11639462B2 (en) * 2020-11-30 2023-05-02 Halliburton Energy Services, Inc. Intentional degradation of hollow particles for annular pressure build-up mitigation
WO2022135620A1 (es) * 2020-12-23 2022-06-30 BLANCO MOGOLLON, Fernando Antonio Regulador de presión para inyección de polímeros
CN112798043B (zh) * 2020-12-31 2021-10-26 北京石油化工学院 一种海洋油气柔性软管环空无损检测装置及方法
US11448061B1 (en) * 2021-03-04 2022-09-20 Saudi Arabian Oil Company Monitoring downhole leaks
US11377938B1 (en) 2021-12-21 2022-07-05 Halliburton Energy Services, Inc. Perforations using fluids containing hollow spheres
US12060773B2 (en) * 2022-09-26 2024-08-13 Saudi Arabian Oil Company Controlling a wellbore pressure
US12116883B2 (en) 2023-01-11 2024-10-15 Saudi Arabian Oil Company Annulus pressure monitoring, reporting, and control system for hydrocarbon wells

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPH03208983A (ja) * 1989-12-29 1991-09-12 Cooper Ind Inc 下降穴設備保護方法および装置
JP2005519206A (ja) * 2001-03-29 2005-06-30 ハンティング・エナジー・サービシーズ・エルピー 危険なアニュラス圧力上昇の防止方法
US7066284B2 (en) * 2001-11-14 2006-06-27 Halliburton Energy Services, Inc. Method and apparatus for a monodiameter wellbore, monodiameter casing, monobore, and/or monowell
US7096944B2 (en) * 2004-03-02 2006-08-29 Halliburton Energy Services, Inc. Well fluids and methods of use in subterranean formations

Family Cites Families (36)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3527168A (en) * 1960-12-05 1970-09-08 Minnesota Mining & Mfg Solid propellant grain containing metal macrocapsules of fuel and oxidizer
US3223761A (en) * 1962-04-30 1965-12-14 Union Carbide Corp Melt extrusion of multi-wall plastic tubing
US3352790A (en) 1964-02-21 1967-11-14 Gen Aniline & Film Corp Process and compositions for dry cleaning
US3417816A (en) * 1967-06-29 1968-12-24 Gulf Research Development Co Method of cementing well casing
US3954632A (en) 1973-02-16 1976-05-04 The Procter & Gamble Company Softening additive and detergent composition
FR2234448B1 (ja) * 1973-06-25 1977-12-23 Petroles Cie Francaise
US4184790A (en) * 1977-03-01 1980-01-22 C. Nelson Shield, Jr., Trustee Submerged pile grouting
GB2079348B (en) * 1980-03-03 1983-08-17 Mobell Blowout Services Ltd Annulus plugging
US4588031A (en) * 1983-01-24 1986-05-13 Oliver Jr John E Well cementing process
ZA873769B (en) * 1986-05-27 1988-04-27 Specialised Polyurethan Applic Borehole plug and method
US4883125A (en) 1987-12-11 1989-11-28 Atlantic Richfield Company Cementing oil and gas wells using converted drilling fluid
US4947935A (en) * 1989-07-14 1990-08-14 Marathon Oil Company Kill fluid for oil field operations
US5552377A (en) * 1993-04-20 1996-09-03 Kindred; Jack E. Mud sweep and spacer composition
US5866516A (en) 1993-08-17 1999-02-02 Costin; C. Richard Compositions and methods for solidifying drilling fluids
TW324728B (en) * 1994-04-27 1998-01-11 Mitsui Toatsu Chemicals Soft polyurethane foam and process of producing the same
US5514360A (en) 1995-03-01 1996-05-07 The State Of Oregon, Acting By And Through The Oregon State Board Of Higher Education, Acting For And On Behalf Of Oregon State University Negative thermal expansion materials
US5866515A (en) * 1995-07-19 1999-02-02 Basf Corporation Superconductor composite
US6009945A (en) 1997-02-20 2000-01-04 T-Rex Technology, Inc. Oil well tool
US5919720A (en) 1997-04-15 1999-07-06 State Of Oregon Acting By And Through The State Board Of Higher Education On Behalf Of Oregon State University Materials with low or negative thermal expansion
US5927405A (en) 1997-06-13 1999-07-27 Abb Vetco Gray, Inc. Casing annulus remediation system
US6183716B1 (en) * 1997-07-30 2001-02-06 State Of Oregon Acting By And Through The State Board Of Higher Education Of Behalf Of Oregon State University Solution method for making molybdate and tungstate negative thermal expansion materials and compounds made by the method
US6164378A (en) 1998-01-20 2000-12-26 Baker Hughes Incorporated Pressure-compensation system
US6187839B1 (en) 1999-03-03 2001-02-13 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of sealing compositions and methods
GB2358204B (en) 2000-01-14 2002-09-18 Fmc Corp Subsea completion annulus monitoring and bleed down system
US6780507B2 (en) * 2000-02-09 2004-08-24 Analytical Research Systems, Inc. Hydrocapsules and method of preparation thereof
KR100416250B1 (ko) 2001-02-05 2004-01-24 삼성전자주식회사 시분할 방식의 행렬연산기
DE10123885A1 (de) * 2001-05-16 2002-12-12 Bayer Ag Verfahren zum Abfüllen von feuchtem, klebrigem Schüttgut
GB2395736B (en) 2001-08-17 2005-08-10 Kvaerner Oilfield Products Ltd Annulus monitoring system
US6745844B2 (en) 2002-03-19 2004-06-08 Halliburton Energy Services, Inc. Hydraulic power source for downhole instruments and actuators
GB2408536B (en) 2002-09-12 2006-02-22 Mi Llc Remediation treatment of sustained casing pressures (scp) in wells with top down surface injection of fluids and additives
US7048059B2 (en) 2002-10-15 2006-05-23 Baker Hughes Incorporated Annulus pressure control system for subsea wells
US6938707B2 (en) * 2003-05-15 2005-09-06 Chevron U.S.A. Inc. Method and system for minimizing circulating fluid return losses during drilling of a well bore
US6935910B2 (en) * 2003-09-12 2005-08-30 John Laine Watersport board fin assembly and methods of using same
US7642223B2 (en) * 2004-10-18 2010-01-05 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of generating a gas in a plugging composition to improve its sealing ability in a downhole permeable zone
US7441599B2 (en) * 2005-11-18 2008-10-28 Chevron U.S.A. Inc. Controlling the pressure within an annular volume of a wellbore
US20070114034A1 (en) * 2005-11-18 2007-05-24 Chevron U.S.A. Inc. Controlling pressure and static charge build up within an annular volume of a wellbore

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPH03208983A (ja) * 1989-12-29 1991-09-12 Cooper Ind Inc 下降穴設備保護方法および装置
JP2005519206A (ja) * 2001-03-29 2005-06-30 ハンティング・エナジー・サービシーズ・エルピー 危険なアニュラス圧力上昇の防止方法
US7066284B2 (en) * 2001-11-14 2006-06-27 Halliburton Energy Services, Inc. Method and apparatus for a monodiameter wellbore, monodiameter casing, monobore, and/or monowell
US7096944B2 (en) * 2004-03-02 2006-08-29 Halliburton Energy Services, Inc. Well fluids and methods of use in subterranean formations

Also Published As

Publication number Publication date
EA014617B1 (ru) 2010-12-30
US7743830B2 (en) 2010-06-29
CN102261230A (zh) 2011-11-30
US20100236780A1 (en) 2010-09-23
CN101506465B (zh) 2012-11-28
ZA200805283B (en) 2009-10-28
WO2007061816A2 (en) 2007-05-31
JP2009516111A (ja) 2009-04-16
ZA201009001B (en) 2012-07-25
US7870905B2 (en) 2011-01-18
MY153031A (en) 2014-12-31
ZA200904234B (en) 2011-04-28
ZA201009000B (en) 2012-07-25
US20100163236A1 (en) 2010-07-01
MY154447A (en) 2015-06-15
US7441599B2 (en) 2008-10-28
MY154448A (en) 2015-06-15
BRPI0618733A2 (pt) 2011-09-13
CA2630337A1 (en) 2007-05-31
CN102261230B (zh) 2014-06-04
US7950460B2 (en) 2011-05-31
AU2006318802A1 (en) 2007-05-31
CN102305047A (zh) 2012-01-04
CN102305047B (zh) 2014-07-30
ZA201003546B (en) 2012-06-27
CN102305046A (zh) 2012-01-04
MY154446A (en) 2015-06-15
CN102305048A (zh) 2012-01-04
US20100096138A1 (en) 2010-04-22
EP1948902A2 (en) 2008-07-30
CN102305048B (zh) 2014-07-09
US7963333B2 (en) 2011-06-21
TR200803529T1 (tr) 2009-03-23
WO2007061816A3 (en) 2009-04-30
EP1948902A4 (en) 2015-05-06
CN101506465A (zh) 2009-08-12
AU2006318802B2 (en) 2012-02-09
EA200801361A1 (ru) 2009-02-27
US20070114033A1 (en) 2007-05-24
CN102305046B (zh) 2014-02-26
CA2630337C (en) 2014-03-25
US20090133878A1 (en) 2009-05-28

Similar Documents

Publication Publication Date Title
JP4825989B2 (ja) 坑井孔の環状空間内の圧力制御
US8100179B2 (en) Production and delivery of a fluid mixture to an annular volume of a wellbore
US7510005B2 (en) Controlling pressure and static charge build up within an annular volume of a welllbore
AU2011205200B2 (en) Controlling the pressure within an annular volume of a wellbore
AU2011205214B2 (en) Controlling the pressure within an annular volume of a wellbore
AU2011205201B2 (en) Controlling the pressure within an annular volume of a wellbore
AU2011205212B2 (en) Controlling the pressure within an annular volume of a wellbore

Legal Events

Date Code Title Description
A621 Written request for application examination

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621

Effective date: 20091013

A977 Report on retrieval

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A971007

Effective date: 20110708

TRDD Decision of grant or rejection written
A01 Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model)

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01

Effective date: 20110729

A01 Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model)

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01

A711 Notification of change in applicant

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A711

Effective date: 20110818

A61 First payment of annual fees (during grant procedure)

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61

Effective date: 20110822

A521 Request for written amendment filed

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A821

Effective date: 20110818

FPAY Renewal fee payment (event date is renewal date of database)

Free format text: PAYMENT UNTIL: 20140922

Year of fee payment: 3

R150 Certificate of patent or registration of utility model

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150

LAPS Cancellation because of no payment of annual fees