NO328521B1

NO328521B1 - Apparatus and method for radially expanding a tubular part

Info

Publication number: NO328521B1
Application number: NO20023885A
Authority: NO
Inventors: Alan B Duell; Robert Lance Cook; Lev Ring; Richard Carl Haut; Robert Donald Mack; Bruce R Stewart; David Paul Brisco
Original assignee: Shell Int Research
Priority date: 2000-02-18
Filing date: 2002-08-16
Publication date: 2010-03-08
Also published as: CA2397480A1; NO20023885D0; NO20023885L; AU780123B2; GB2373468A; AU3826301A; GB2373468B; WO2001060545A1; GB0216409D0; CA2397480C

Description

Foreliggende oppfinnelse angår generelt brønnhullforingsrør, og spesielt brønnhullforingsrør som er utformet ved bruk av ekspanderbare rør. The present invention generally relates to wellbore casings, and in particular wellbore casings that are designed using expandable pipes.

Konvensjonelt, når et brønnhull skapes, blir et antall foringsrør installert i brønnhullet for å hindre kollaps av borehullveggen og for å hindre uønsket utstrømning av borefluid inn i formasjonen eller innstrømming av fluid fra formasjonen inn i borehullet. Borehullet blir boret i intervaller, hvorved et foringsrør som skal installeres i et nedre borehullintervall blir senket gjennom et tidligere installert foringsrør i et øvre borehullintervall. Som en følge av denne prosedyren, er foringsrørene i det nedre intervall av mindre diameter enn foringsrøret av det øvre intervall. Foringsrøret blir således i en sammenflettede anordning med foringsrørdiametre avtagende i retning nedover. Sementringrom er anordnet mellom de ytre overflater av foringsrørene av borehullveggen for å tette foringsrørene fra borehullveggen. Som en følge av denne sammenflettede anordning er en forholdsvis stor borehulldiameter nødvendig i den øvre del av brønnhullet. En slik stor borehulldiameter involverer økede kostnader på grunn av tungt håndteringsutstyr, store borkroner og økte volumer av borefluid og borkaks. Dessuten er øket boreriggtid involvert på grunn av nødvendig sementpumping, sementherding, nødvendig utstyrsendringer på grunn av store variasjoner i hulldiametre boret i brønnen, og store volumer av borkaks boret og fjernet. Conventionally, when a wellbore is created, a number of casings are installed in the wellbore to prevent collapse of the borehole wall and to prevent unwanted outflow of drilling fluid into the formation or inflow of fluid from the formation into the borehole. The borehole is drilled in intervals, whereby a casing to be installed in a lower borehole interval is lowered through a previously installed casing in an upper borehole interval. As a result of this procedure, the casings of the lower interval are of smaller diameter than the casing of the upper interval. The casing is thus in an interlaced arrangement with casing diameters decreasing in the downward direction. Cementing spaces are arranged between the outer surfaces of the casings of the borehole wall to seal the casings from the borehole wall. As a result of this interlaced device, a relatively large borehole diameter is necessary in the upper part of the wellbore. Such a large borehole diameter involves increased costs due to heavy handling equipment, large drill bits and increased volumes of drilling fluid and cuttings. Also, increased drilling rig time is involved due to necessary cement pumping, cement curing, necessary equipment changes due to large variations in hole diameters drilled in the well, and large volumes of cuttings drilled and removed.

Konvensjonelt, ved overflateenden av brønnhullet, blir det utformet et brønnhode som typisk omfatter et overflateforingsrør, et antall produksjon- og/eller borespoler, ventiler, og et ventiltre. Typisk omfatter brønnhodet videre en konsentrisk anordning av foringsrør omfattende et produksjonsforingsrør og ett eller flere mellomforingsrør. Foringsrørene er typisk understøttet ved bruk av belastningsbærende stoppkiler plassert over jordoverflaten. Den konvensjonelle design og konstruksjon av brønnhoder er kostbart og komplisert. Conventionally, at the surface end of the wellbore, a wellhead is formed which typically comprises a surface casing, a number of production and/or drilling coils, valves, and a valve tree. Typically, the wellhead further comprises a concentric arrangement of casing comprising a production casing and one or more intermediate casings. The casings are typically supported using load-bearing stop wedges placed above the ground surface. The conventional design and construction of wellheads is expensive and complicated.

Konvensjonelt kan ikke et foringsrør bli utformet under boringen av et brønnhull. Typisk blir brønnhullet boret, og så blir et brønnhull-foringsrør utformet på den nylig borede seksjon av brønnhullet. Dette forsinker fullføringen av en brønn. Conventionally, a casing cannot be formed during the drilling of a wellbore. Typically, the wellbore is drilled, and then a wellbore casing is formed on the newly drilled section of the wellbore. This delays the completion of a well.

Typiske eksempler på nevnte konvensjonelle løsninger for ekspansjon av rør i brønn er fremlagt i publikasjonene US 5664327 og NO 19986171, der førstnevnte publikasjon beskriver en fremgangsmåte for fremstilling av hule komposittdeler som blant annet omfatter plassering av en støttende rørdel inn i en komposittdel og ekspandering av det støttende røret ved tilførsel av et indre trykk og der sistnevnte publikasjon beskriver en fremgangsmåte for å ekspandere et stålrør i en brønn, der en ekspansjonsspindel beveges gjennom et rør som skal koples til eksisterende rør ved hjelp av hydraulisk trykk. Typical examples of said conventional solutions for expanding pipes in wells are presented in the publications US 5664327 and NO 19986171, where the former publication describes a method for producing hollow composite parts which, among other things, includes placing a supporting pipe part into a composite part and expanding it supporting the pipe by supplying an internal pressure and where the latter publication describes a method for expanding a steel pipe in a well, where an expansion spindle is moved through a pipe to be connected to an existing pipe by means of hydraulic pressure.

Den foreliggende oppfinnelse er rettet mot å overvinne én eller flere av begrensningene ved eksisterende prosedyrer for å utforme brønnhull og brønnhoder. The present invention is aimed at overcoming one or more of the limitations of existing procedures for designing wellbores and wellheads.

Ifølge en annen utførelse av den foreliggende oppfinnelse, er det frembrakt en fremgangsmåte for å ekspandere en rørdel, som omfatter plassering av en spindel inne i rørdelen, tilføring av trykk i et ringformet område inne i rørdelen ovenfor spindelen, og forskyving av spindelen i forhold til rørdelen. According to another embodiment of the present invention, a method for expanding a pipe part has been developed, which comprises placing a spindle inside the pipe part, applying pressure in an annular area inside the pipe part above the spindle, and displacing the spindle in relation to the pipe part.

Ifølge en annen utførelse av den foreliggende oppfinnelse, er det frembrakt et apparat for radial ekspandering av rørdelen, omfattende en første rørdel, en andre rørdel plassert inne i den første rørdel, en tredje rørdel bevegelig koplet til og plassert inne i den andre rørdel, en første rørformet tetningsdel for å tette grensesnittet mellom de første og andre rørdeler, en andre ringformet tetningsdel for å tette et grensesnitt mellom de andre og tredje rørdeler, og en spindel plassert inne i den første rørdel og koplet til en ende av den tredje rørdel. According to another embodiment of the present invention, an apparatus for radial expansion of the pipe part has been produced, comprising a first pipe part, a second pipe part placed inside the first pipe part, a third pipe part movably connected to and placed inside the second pipe part, a a first tubular sealing part for sealing the interface between the first and second pipe parts, a second annular sealing part for sealing an interface between the second and third pipe parts, and a spindle located inside the first pipe part and connected to one end of the third pipe part.

Ifølge en annen utførelse av den foreliggende oppfinnelse, er det frembrakt et apparat som omfatter en rørdel, et stempel tilpasset til å ekspandere diameteren av rørdelen plassert inne i rørdelen, og et ringformet kammer definert ved stempelet og rørdelen. Stempelet omfatter en passasje for å lede fluider ut av rørdelen. According to another embodiment of the present invention, there is provided an apparatus comprising a tube part, a piston adapted to expand the diameter of the tube part placed inside the tube part, and an annular chamber defined by the piston and the tube part. The piston includes a passage for directing fluids out of the tube portion.

Ifølge en annen utførelse av den foreliggende oppfinnelse, er det frembrakt et apparat som omfatter en tidligere eksisterende struktur og en rørdel koplet til den eksisterende struktur. Rørdelen er koplet til den eksisterende struktur ved denne prosess: plassering av rørdelen i et overlappende forhold med den eksisterende struktur, plassering av en spindel inne i rørdelen, tilføring av trykk i et ringformet område inne i rørdelen ovenfor spindelen, og forskyving av spindelen i forhold til rørdelen. According to another embodiment of the present invention, an apparatus has been produced which comprises a previously existing structure and a pipe part connected to the existing structure. The pipe section is connected to the existing structure by this process: placing the pipe section in an overlapping relationship with the existing structure, placing a spindle inside the pipe section, applying pressure in an annular area inside the pipe section above the spindle, and displacing the spindle in relation to the pipe section.

Ifølge en annen utførelse av den foreliggende oppfinnelse er det frembrakt en fremgangsmåte for å ekspandere en rørdel, som omfatter forhåndsutforming av rørdelen til å omfatte et første område, et annet område og et tredje område, plassering av en spindel inne i den andre del av rørdelen, tilføring av trykk til et område inne i rørdelen, og forskyving av spindelen i forhold til rørdelen. Den indre diameter av den andre del av rørdelen er større enn den indre diameter av de første og tredje områder av rørdelen. According to another embodiment of the present invention, a method for expanding a pipe part has been developed, which comprises pre-designing the pipe part to include a first area, a second area and a third area, placing a spindle inside the second part of the pipe part , supplying pressure to an area inside the tube part, and displacing the spindle in relation to the tube part. The inner diameter of the second part of the tube part is larger than the inner diameter of the first and third regions of the tube part.

Ifølge en annen utførelse av den foreliggende oppfinnelse, er det frembrakt et apparat for radial ekspandering av en rørdel, omfattende en første rørdel, en annen rørdel koplet til den første rørdel, en tredje rørdel koplet til den andre rørdel, og en spindel plassert inne i den andre rørdel og koplet til et endeområde av den tredje rørdel. Den indre diameter av den andre rørdel er større enn den indre diameter av de første og tredje rørdeler. According to another embodiment of the present invention, an apparatus for radial expansion of a pipe part has been produced, comprising a first pipe part, a second pipe part connected to the first pipe part, a third pipe part connected to the second pipe part, and a spindle placed inside the second pipe part and connected to an end region of the third pipe part. The inner diameter of the second tube part is larger than the inner diameter of the first and third tube parts.

Ifølge en annen utførelse av den foreliggende oppfinnelse, er det frembrakt et apparat som omfatter en rørdel som har første, andre, og tredje områder, et stempel tilpasset til å ekspandere diameteren av rørdelen plassert inne i det andre området av rørdelen, hvor stempelet omfatter en passasje for å lede fluider ut av rørdelen. Den indre diameter av det andre området av rørdelen er større enn den indre diameter av de første og tredje områder av rørdelen. According to another embodiment of the present invention, there is provided an apparatus comprising a pipe member having first, second, and third regions, a piston adapted to expand the diameter of the pipe member located within the second region of the pipe member, the piston comprising a passage to guide fluids out of the pipe section. The inner diameter of the second region of the tube part is greater than the inner diameter of the first and third regions of the tube part.

Ifølge en annen utførelse av den foreliggende oppfinnelse, er det frembrakt et apparat som omfatter en eksisterende struktur og rørdel koplet til den eksisterende struktur. Rørdelen er koplet til den eksisterende struktur ved den følgende prosess: forhåndsutforming av rørdelen til å omfatte første, andre og tredje områder, plassering av rørdelen i et overlappende forhold med den eksisterende struktur, plassering av en spindel inne i den andre del av rørdelen, tilføring av trykk til et indre område av rørdelen, og forskyving av spindelen i forhold til rørdelen. Den indre diameter av det andre området av rørdelen er større enn den indre diameter av de første og tredje områder av rørdelen. According to another embodiment of the present invention, an apparatus has been produced which comprises an existing structure and pipe part connected to the existing structure. The pipe section is connected to the existing structure by the following process: preliminary design of the pipe section to include first, second and third areas, placement of the pipe section in an overlapping relationship with the existing structure, placement of a spindle inside the second section of the pipe section, supply of pressure to an inner region of the tube part, and displacement of the spindle relative to the tube part. The inner diameter of the second region of the tube part is greater than the inner diameter of the first and third regions of the tube part.

De foreliggende utførelser av oppfinnelsen frembringer fremgangsmåter og apparater for å utforme og/eller reparere brønnhullforingsrør, rørledninger, og/eller strukturelle understøttelser, ved radial ekspandering av rørdeler. På denne måten blir utforming og reparasjon og brønnhullforingsrør, rørledninger og strukturelle understøttelser forbedret. The present embodiments of the invention provide methods and apparatus for designing and/or repairing wellbore casings, pipelines, and/or structural supports, by radially expanding pipe parts. In this way, the design and repair of wellbore casings, pipelines and structural supports are improved.

Oppfinnelsen skal i det følgende beskrives nærmere under henvisning til tegningene, hvor: Figur la er en delvis tverrsnittsillustrasjon av en utførelse av et apparat og en fremgangsmåte for å ekspandere rørdeler. Figur lb er en annen delvis tverrsnittsillustrasjon av apparatet på figur la. Figur lc er en annen delvis tverrsnittsillustrasjon av apparatet på figur la. In the following, the invention will be described in more detail with reference to the drawings, where: Figure la is a partial cross-sectional illustration of an embodiment of an apparatus and a method for expanding pipe parts. Figure 1b is another partial cross-sectional illustration of the apparatus of Figure 1a. Figure 1c is another partial cross-sectional illustration of the apparatus of Figure la.

Det henvises nå til figurene la, lb, lc, hvor et apparat 100 for å ekspandere en rørdel skal beskrives. I en foretrukket utførelse omfatter apparatet 100 en støttedel 105, en pakning 110, en første fluidledning 115, en andre fluidpassasje 120, fluidinnløp 125, en ringformet pakning 130, en andre fluidledning 135, en fluidpassasje 140, en spindel 145, et spindelplasseringsapparat 150, en rørformet del 155, stoppkiler 160, og pakninger 165.1 en foretrukket utførelse er apparatet 100 brukt til radielt å ekspandere rørdelen 155. På denne måten kan apparatet 100 brukes til å utforme et brønnhullforingsrør, fore et brønnhullforingsrør, utforme en rørledning, fore en rørledning, utforme en strukturell understøttelsesdel, eller reparere et brønnhullforingsrør, rørledning eller strukturell støttedel. I en foretrukket utførelse er apparatet 100 brukt til å kle i det minste et område av rørdelen 155 på en eksisterende rørdel. Reference is now made to figures la, lb, lc, where an apparatus 100 for expanding a pipe part will be described. In a preferred embodiment, the apparatus 100 comprises a support part 105, a seal 110, a first fluid line 115, a second fluid passage 120, fluid inlet 125, an annular seal 130, a second fluid line 135, a fluid passage 140, a spindle 145, a spindle positioning device 150, a tubular part 155, stop wedges 160, and gaskets 165.1 a preferred embodiment is the apparatus 100 used to radially expand the pipe part 155. In this way, the apparatus 100 can be used to form a wellbore casing, line a wellbore casing, form a pipeline, line a pipeline, design a structural support member, or repair a wellbore casing, pipeline or structural support member. In a preferred embodiment, the apparatus 100 is used to cover at least one area of the pipe part 155 on an existing pipe part.

Støttedelen 105 er fortrinnsvis koplet til pakningen 110 og spindelplasseringsapparatet 150. Støttedelen 105 er fortrinnsvis en rørdel fremstilt av hvilket som helst av et antall konvensjonelle, kommersielt tilgjengelige materialer, som f.eks. oljefeltrørgods, lavlegeringsstål, karbonstål eller rustfritt stål. Støttedelen 105 er fortrinnsvis valgt til å passe gjennom en eksisterende seksjon av brønnhullforingsrøret 170. På denne måten, kan apparatet 100 plasseres i brønnhullforingsrøret 170. I en foretrukket utførelse er støttedelen 105 utløsbart koplet til spindelplasseringsapparatet 150. På denne måten kan støttedelen 105 frakoples fra spindelplasseringsapparatet 150 etter fullføring av en ekstrusjonsoperasjon. The support member 105 is preferably connected to the gasket 110 and the spindle positioning apparatus 150. The support member 105 is preferably a pipe member made of any of a number of conventional, commercially available materials, such as oil field pipe stock, low alloy steel, carbon steel or stainless steel. The support part 105 is preferably chosen to fit through an existing section of the wellbore casing 170. In this way, the apparatus 100 can be placed in the wellbore casing 170. In a preferred embodiment, the support part 105 is releasably connected to the spindle placement apparatus 150. In this way, the support part 105 can be disconnected from the spindle placement apparatus 150 after completion of an extrusion operation.

Pakningen 110 er koplet til støttedelen 105 og en første fluidleder 115. Pakningen 110 danner fortrinnsvis en fluidtetning mellom den ytre overflate av fluidlederen 115 og den indre overflate av støttedelen 105. På denne måten vil pakningen 110 fortrinnsvis tette, og i kombinasjon med støttedelen 105, første fluidleder 115, andre fluidleder 135, og spindelen 145, definere et ringformet kammer 175. Pakningen 110 kan være hvilket som helst av et antall konvensjonelle, kommersielt tilgjengelige pakninger modifisert i henhold til opplysninger i den foreliggende beskrivelse. I en foretrukket utførelse er pakningen 110 en RTTS pakning tilgjengelig fra Halliburton Energy Services for optimalt å frembringe høy belastning og trykk-holdningskapasitet, og også tillate at pakningen blir plassert og utløst flere ganger uten å måtte trekke pakningen ut av brønnhullet. The gasket 110 is connected to the support part 105 and a first fluid conductor 115. The gasket 110 preferably forms a fluid seal between the outer surface of the fluid conductor 115 and the inner surface of the support part 105. In this way, the gasket 110 will preferably seal, and in combination with the support part 105, first fluid guide 115, second fluid guide 135, and the spindle 145, define an annular chamber 175. The gasket 110 may be any of a number of conventional, commercially available gaskets modified according to information in the present description. In a preferred embodiment, the packing 110 is an RTTS packing available from Halliburton Energy Services to optimally produce high load and pressure holding capacity, and also allow the packing to be placed and released multiple times without having to pull the packing out of the wellbore.

Den første fluidledning 115 er koplet til pakningen 110 og den ringformede pakning 130. Den første fluidledning 115 har fortrinnsvis en ringformet del fremstilt av hvilket som helst av et antall konvensjonelle, kommersielt tilgjengelige materialer, som f.eks. oljefeltrørgods, lavlegeringsstål, karbonstål, eller rustfritt stål. I en foretrukket utførelse omfatter den første fluidledning 115 én eller flere fluidinnløp 125 for å lede flytende materialer fra den ringformede fluidpassasje 120 inn i kammeret 175. The first fluid line 115 is connected to the packing 110 and the annular packing 130. The first fluid line 115 preferably has an annular portion made of any of a number of conventional, commercially available materials, such as oil field pipe stock, low alloy steel, carbon steel, or stainless steel. In a preferred embodiment, the first fluid line 115 comprises one or more fluid inlets 125 to lead liquid materials from the annular fluid passage 120 into the chamber 175.

Den ringformede fluidpassasje 120 er definert ved, og plassert mellom, den indre overflate av den første fluidleder 115 og den indre overflate av den andre fluidleder 135. Den ringformede fluidpassasje 120 er fortrinnsvis tilpasset til å lede flytende materialer så som sement, vann, epoksy, smøremidler og slaggblandinger ved operasjonstrykk og strømningsmengder i området fra omkring 0 til 11 356 liter (3 000 gallon)/min og 0 til 6,2053-IO<7> Pa (9 000 psi), for optimalt å frembringe strømningsmengder og operasjonstrykk for den radiale ekspansjonsprosess. The annular fluid passage 120 is defined by, and located between, the inner surface of the first fluid conductor 115 and the inner surface of the second fluid conductor 135. The annular fluid passage 120 is preferably adapted to conduct liquid materials such as cement, water, epoxy, lubricants and slag mixtures at operating pressures and flow rates ranging from about 0 to 11,356 liters (3,000 gallons)/min and 0 to 6.2053-IO<7> Pa (9,000 psi), to optimally produce flow rates and operating pressures for the radial expansion process.

Fluidinnløpene 125 er plassert i et endeområde av den første fluidledning 115. Fluidinnløpene 125 er fortrinnsvis tilpasset til å lede flytende materialer så som sement, vann, epoksy, smøremidler og slaggblandinger ved operasjonstrykk og strømningsmengder i området fra omkring 0 til 6,2053-IO7 Pa (9 000 psi) og 0 til 11 356 liter (3 000 gallon)/min, for optimalt å frembringe strømningsmengder og operasjonstrykk for den radiale ekspansjonsprosess. The fluid inlets 125 are located in an end region of the first fluid line 115. The fluid inlets 125 are preferably adapted to lead liquid materials such as cement, water, epoxy, lubricants and slag mixtures at operating pressures and flow rates in the range from about 0 to 6.2053-107 Pa (9,000 psi) and 0 to 11,356 liters (3,000 gallons)/min, to optimally produce flow rates and operating pressures for the radial expansion process.

Den rørformede pakning 130 er koplet til den første fluidleder 115 og den andre fluidleder 135. Den ringformede pakning 130 danner fortrinnsvis en fluidtetning mellom den indre overflate av den første fluidledning 115 og den ytre overflate av den andre fluidledning 135. Den ringformede pakning 130 danner fortrinnsvis en fluidtetning mellom den indre overflate av den første fluidledning 115 og den ytre overflate av den andre fluidledning 135 under relativ aksiell bevegelse av den første fluidledning 115 og den andre fluidledning 135. Den ringformede pakning 130 kan være hvilken som helst av et antall konvensjonelle, kommersielt tilgjengelige pakninger, som f.eks. o-ringer, polypak pakninger, eller metallfjær-energiserte pakninger. I en foretrukket utførelse er den ringformede pakning 130 en polypak pakning tilgjengelig fra Parker Seals. The tubular seal 130 is connected to the first fluid conductor 115 and the second fluid conductor 135. The annular seal 130 preferably forms a fluid seal between the inner surface of the first fluid line 115 and the outer surface of the second fluid line 135. The annular seal 130 preferably forms a fluid seal between the inner surface of the first fluid line 115 and the outer surface of the second fluid line 135 during relative axial movement of the first fluid line 115 and the second fluid line 135. The annular packing 130 may be any of a number of conventional, commercially available gaskets, such as o-rings, polypak gaskets, or metal spring-energized gaskets. In a preferred embodiment, the annular gasket 130 is a polypak gasket available from Parker Seals.

Den andre fluidledning 135 er koplet til den ringformede pakning 130 og spindelen 145. Den andre fluidledning er fortrinnsvis en rørformet del fremstilt av hvilket som helst av et antall konvensjonelle, kommersielt tilgjengelige materialer som f.eks. spolet rør, oljefeltrørgods, lavlegeringsstål, rustfritt stål eller lavkarbonstål. I en foretrukket utførelse er den andre fluidledning 135 tilpasset til å lede flytende materialer så som sement, vann, epoksy, smøremidler og slaggblandinger ved operasjonstrykk og strømningsmengder i området fra omkring 0 til 6,2053-IO<7> Pa (9 000 psi) og 0 til 11 356 liter (3 000 gallon) per minutt, for optimalt å frembringe strømningsmengder og operasjonstrykk for den radiale ekspansjonsprosess. The second fluid line 135 is connected to the annular packing 130 and the spindle 145. The second fluid line is preferably a tubular member made of any of a number of conventional, commercially available materials such as coiled pipe, oil field pipe stock, low alloy steel, stainless steel or low carbon steel. In a preferred embodiment, the second fluid conduit 135 is adapted to conduct liquid materials such as cement, water, epoxy, lubricants and slag mixtures at operating pressures and flow rates in the range of from about 0 to 6.2053-10<7> Pa (9,000 psi) and 0 to 11,356 liters (3,000 gallons) per minute, to optimally produce flow rates and operating pressures for the radial expansion process.

Fluidpassasjen 140 er koplet til den andre fluidleder 135 og spindelen 145. I en foretrukket utførelse er fluidpassasjen 140 tilpasset til å lede flytende materialer så som sement, vann, epoksy, smøremidler og slaggblandinger, ved operasjonstrykk og strømningsmengder i området fra omkring 0 til 6,2053-IO<7> Pa (9 000 psi) og 0 til 11 356 liter (3 000 gallon) per minutt, for optimalt å frembringe strømningsmengder og operasjonstrykk for den radiale ekspansjonsprosess. The fluid passage 140 is connected to the second fluid conductor 135 and the spindle 145. In a preferred embodiment, the fluid passage 140 is adapted to conduct liquid materials such as cement, water, epoxy, lubricants and slag mixtures, at operating pressures and flow rates in the range from about 0 to 6, 2053-IO<7> Pa (9,000 psi) and 0 to 11,356 liters (3,000 gallons) per minute, to optimally produce flow rates and operating pressures for the radial expansion process.

Spindelen 145 er koplet til den andre fluidledning 135 og spindelplasseringsapparatet 150. Spindelen 145 er fortrinnsvis en ringformet del som har en konisk seksjon fremstilt av hvilket som helst av et antall konvensjonelle, kommersielt tilgjengelige materialer, som f.eks. maskinverktøystål, keramikk, wolfram karbid, titan eller andre høystyrke legeringer. I en foretrukket utførelse, er vinkelen for den koniske seksjon av spindelen 145 i områder fra omkring 0 til 30 grader for optimalt å ekspandere spindelplasseringsapparatet 150 og rørdelen 155 i radial retning. I en foretrukket utførelse er overflaten på den koniske seksjon i områder fra omkring 58 til 62 Rockwell C for optimalt å gi høy ettergivningsstyrke. I en foretrukket utførelse er ekspansjonskonen 145 varmebehandlet for optimalt å frembringe hard ytre overflate og ettergivende indre legeme for optimalt å frembringe abrasjonsbestandighet og frakturhardhet. I en alternativ utførelse er spindelen 145 ekspanderbar for videre optimalt å forsterke den radiale ekspansjonsprosess. The spindle 145 is connected to the second fluid line 135 and the spindle positioning apparatus 150. The spindle 145 is preferably an annular member having a conical section made of any of a number of conventional, commercially available materials, such as machine tool steel, ceramic, tungsten carbide, titanium or other high strength alloys. In a preferred embodiment, the angle of the conical section of the spindle 145 ranges from about 0 to 30 degrees to optimally expand the spindle positioning apparatus 150 and the tube part 155 in the radial direction. In a preferred embodiment, the surface of the conical section is in the range from about 58 to 62 Rockwell C to optimally provide high yield strength. In a preferred embodiment, the expansion cone 145 is heat treated to optimally produce a hard outer surface and compliant inner body to optimally produce abrasion resistance and fracture toughness. In an alternative embodiment, the spindle 145 is expandable to further optimally enhance the radial expansion process.

Spindelplasseringsapparatet 150 er koplet til støttedelen 105, spindelen 145, og rørdelen 155. Spindelplasseringsapparatet 150 er fortrinnsvis en rørformet del som har variabelt tverrsnitt og redusert veggtykkelse for å lette den radiale ekspansjonsprosess. I en foretrukket utførelse er tverrsnittsarealet av spindelplasseringsapparatet 150 ved en ende tilpasset til å passe sammen med spindelen 145, og på den andre ende er tverrsnittsarealet av spindelplasseringsapparatet 150 tilpasset til å passe sammen med tverrsnittsarealet av rørdelen 155. I en foretrukket utførelse, er veggtykkelsen av spindelplasseringsapparatet 150 i området fra omkring 50 til 100% av veggtykkelsen av rørdelen 155 for å lette begynnelsen på den radiale ekspansjonsprosess. The spindle positioning device 150 is connected to the support part 105, the spindle 145, and the tube part 155. The spindle positioning device 150 is preferably a tubular part which has a variable cross-section and reduced wall thickness to facilitate the radial expansion process. In a preferred embodiment, the cross-sectional area of the spindle positioning apparatus 150 is at one end adapted to fit together with the spindle 145, and at the other end, the cross-sectional area of the spindle positioning apparatus 150 is adapted to fit together with the cross-sectional area of the tube part 155. In a preferred embodiment, the wall thickness of the spindle positioning apparatus 150 in the range from about 50 to 100% of the wall thickness of the pipe section 155 to facilitate the initiation of the radial expansion process.

Spindelplasseringsapparatet 150 kan være fremstilt av hvilket som helst av et antall konvensjonelle, kommersielt tilgjengelige materialer, som f.eks. oljefeltrørgods, lavlegeringsstål, rustfritt stål, eller karbonstål. I en foretrukket utførelse er spindelplasseringsapparatet 150 fremstilt av oljefeltrørgods med høyere styrke men lavere veggtykkelse enn rørdelen 155 for optimalt å tilpasse bruddstyrken av rørdelen 155. I en foretrukket utførelse er spindelplasseringsapparatet 150 fjernbart koplet til rørdelen 155. På denne måten, kan spindelplasseringsapparatet 150 fjernes fra brønnhullet 180 etter fullføring av en ekstrusjonsoperasjon. The spindle positioning apparatus 150 may be fabricated from any of a number of conventional, commercially available materials, such as oil field pipe stock, low alloy steel, stainless steel, or carbon steel. In a preferred embodiment, the spindle positioning device 150 is made of oil field pipe material with higher strength but lower wall thickness than the pipe part 155 in order to optimally adapt the breaking strength of the pipe part 155. In a preferred embodiment, the spindle positioning device 150 is removably connected to the pipe part 155. In this way, the spindle positioning device 150 can be removed from the wellbore 180 after completion of an extrusion operation.

I en alternativ utførelse, er støttedelen 105 og spindelplasseringsapparatet 150 integrert utformet. I denne alternative utførelse ender støttedelen 105 fortrinnsvis ovenfor toppen av pakningen 110. I denne alternative utførelse danner fluidlederne 115 og/eller 135 strukturell understøttelse for apparatet 100 ved bruk av pakningen 110 for å kople sammen elementene av apparatet 100. I denne alternative utførelse, i en foretrukket utførelse, under den radiale ekspansjonsprosess, kan pakningen 110 bli åpnet og tilbakestilt etter at stoppkilene 160 har forankret rørdelen 155 til det tidligere foringsrør 170, inne i rørdelen 155, mellom radiale ekspansjonsoperasjoner. På denne måten blir pakningen 110 beveget ned i borehullet og apparatet 100 blir tilbakestilt. In an alternative embodiment, the support part 105 and the spindle positioning apparatus 150 are integrally designed. In this alternative embodiment, the support part 105 preferably ends above the top of the gasket 110. In this alternative embodiment, the fluid conductors 115 and/or 135 form structural support for the apparatus 100 using the gasket 110 to connect the elements of the apparatus 100. In this alternative embodiment, in in a preferred embodiment, during the radial expansion process, the packing 110 can be opened and reset after the stop wedges 160 have anchored the pipe section 155 to the former casing pipe 170, inside the pipe section 155, between radial expansion operations. In this way, the gasket 110 is moved down into the borehole and the device 100 is reset.

Rørdelen 155 er koplet til spindelplasseringsapparatene, stoppkilene 160 og pakningen 165. Rørdelen 155 er fortrinnsvis en rørformet del fremstilt av hvilket som helst av et antall konvensjonelle, kommersielt tilgjengelige materialer, som f.eks. lavlegeringsstål, karbonstål, rustfritt stål eller oljefeltrørgods. I en foretrukket utførelse, er rørdelen 155 fremstilt av oljefeltrørgods. The pipe member 155 is connected to the spindle positioning apparatus, the stop wedges 160 and the gasket 165. The pipe member 155 is preferably a tubular member made of any of a number of conventional, commercially available materials, such as low alloy steel, carbon steel, stainless steel or oil field pipe stock. In a preferred embodiment, the pipe part 155 is produced from oil field pipe material.

Stoppkilene 160 er koplet til den ytre overflate av rørdelen 155. Stoppkilene 160 er fortrinnsvis tilpasset til å koples til de indre vegger av et foringsrør, rørledning eller annen struktur etter radial ekspansjon av rørdelen 155. På denne måten, gir stoppkilene 160 strukturell understøttelse for den ekspanderte rørdel 155. Stoppkilene 160 kan være hvilket som helst av et antall konvensjonelle, kommersielt tilgjengelige stoppkiler, som f.eks. RTTS pakning wolfram karbid stoppkiler, RTTS pakning wicker type mekaniske stoppkiler, eller modell 3L uthentbare broplugg wolfram karbid øvre mekaniske stoppkiler. I en foretrukket utførelse, er stoppkilene 160 RTTS pakning wolfram karbid mekaniske stoppkiler tilgjengelig fra Halliburton Energy Services. I en foretrukket utførelse, er stoppkilene 160 tilpasset til å understøtte aksielle krefter i området fra omkring 0 til 3 336 166 N (750.000 pund). The stop wedges 160 are connected to the outer surface of the pipe member 155. The stop wedges 160 are preferably adapted to be connected to the inner walls of a casing, pipeline or other structure after radial expansion of the pipe member 155. In this way, the stop wedges 160 provide structural support for the expanded tube part 155. The stop wedges 160 can be any of a number of conventional, commercially available stop wedges, such as RTTS gasket tungsten carbide stop wedges, RTTS gasket wicker type mechanical stop wedges, or model 3L removable bridge plug tungsten carbide upper mechanical stop wedges. In a preferred embodiment, the shims are 160 RTTS packing tungsten carbide mechanical shims available from Halliburton Energy Services. In a preferred embodiment, the stop wedges 160 are adapted to support axial forces in the range of about 0 to 3,336,166 N (750,000 pounds).

Pakningene 165 er koplet til den ytre overflate av rørdelen 155. Pakningene 165 danner fortrinnsvis en fluidtetning mellom den ytre overflate av den ekspanderte rørdel 155 og de indre vegger av et foringsrør, rørledning eller annen struktur etter radial ekspansjon av rørdelen 155. På denne måten danner pakningene 165 en fluidtetning for den ekspanderte rørdel 155. Pakningene 165 kan være hvilket som helst av et antall konvensjonelle, kommersielt tilgjengelige pakninger, f.eks. nitrill gummi, bly, Aflas gummi, teflon, epoksy eller andre elastomerer. I en foretrukket utførelse er pakningene 165 gummipakninger tilgjengelige fra et antall kommersielle leverandører for optimalt å frembringe trykkretning og belastningsbærende kapasitet. The gaskets 165 are connected to the outer surface of the pipe part 155. The gaskets 165 preferably form a fluid seal between the outer surface of the expanded pipe part 155 and the inner walls of a casing, pipeline or other structure after radial expansion of the pipe part 155. In this way, the gaskets 165 a fluid seal for the expanded tube portion 155. The gaskets 165 may be any of a number of conventional, commercially available gaskets, e.g. nitrile rubber, lead, Aflas rubber, Teflon, epoxy or other elastomers. In a preferred embodiment, the gaskets 165 are rubber gaskets available from a number of commercial suppliers to optimally produce pressure direction and load-bearing capacity.

Under operasjon av apparatet 100 blir apparatet 100 fortrinnsvis senket ned i et brønnhull 180 som har en eksisterende seksjon av brønnhullforingsrør 170. I en foretrukket utførelse blir apparatet 100 plassert med minst en del av rørdelen 155 overlappende med en del av brønnhullforingsrøret 170. På denne måten vil den radiale ekspansjon av rørdelen 155 fortrinnsvis forårsake at den ytre overflate av den ekspanderte rørdel 155 koples med den indre overflate av brønnhullforingsrøret 170.1 en foretrukket utførelse vil den radiale ekspansjon av rørdelen 155 også forårsake at stoppkilene 160 og pakningene 165 engasjerer med den indre overflate av brønnhullforingsrøret 170. På denne måten blir den ekspanderte rørdel 155 utstyrt med en forbedret strukturell understøttelse ved stoppkilene 160 og en forbedret fluidtetning ved pakningen 165. During operation of the apparatus 100, the apparatus 100 is preferably lowered into a wellbore 180 having an existing section of wellbore casing 170. In a preferred embodiment, the apparatus 100 is positioned with at least a portion of the pipe section 155 overlapping a portion of the wellbore casing 170. In this way the radial expansion of the pipe part 155 will preferably cause the outer surface of the expanded pipe part 155 to engage with the inner surface of the wellbore casing 170.1 a preferred embodiment, the radial expansion of the pipe part 155 will also cause the stop wedges 160 and the gaskets 165 to engage with the inner surface of the wellbore casing 170. In this way, the expanded pipe part 155 is provided with an improved structural support at the stop wedges 160 and an improved fluid seal at the gasket 165.

Som illustrert på figur lb, etter plassering av apparatet 100 i et overlappende forhold med brønnhullforingsrøret 170 blir et flytende materiale fortrinnsvis pumpet inn i kammeret 175 ved bruk av fluidpassasjen 120 og innløpspassasjene 125.1 en foretrukket utførelse blir det flytende materialet pumpet inn i kammeret 175 ved operasjonstrykk og strømningsmengder i området fra omkring 0 til 6,2053-IO<7> Pa (9 000 psi) og 0 til 11 356 liter (3 000 gallon) per minutt for optimalt å frembringe strømningsmengder og operasjonstrykk for den radiale ekspansjonsprosess. Det pumpede flytende materialet 185 øker operasjonstrykket inne i kammeret 175. Det økede operasjonstrykk i kammeret 175 forårsaker så at spindelen 145 ekstruderer spindelplasseringsapparatet 150 og rørdelen 155 fra overflaten av spindelen 145. Ekstrusjon av spindelplasseringsapparatet 150 og rørdelen 155 fra overflaten av spindelen 145 forårsaker at spindelplasseringsapparatet 150 og rørdelen 155 ekspanderer i radial retning. Fortsatt pumping av det flytende materialet 185 forårsaker fortrinnsvis at hele lengden av rørdelen 155 ekspanderer i radial retning. As illustrated in Figure 1b, after placing the apparatus 100 in an overlapping relationship with the wellbore casing 170, a liquid material is preferably pumped into the chamber 175 using the fluid passage 120 and the inlet passages 125.1 a preferred embodiment, the liquid material is pumped into the chamber 175 at operating pressure and flow rates in the range of about 0 to 6.2053-10<7> Pa (9,000 psi) and 0 to 11,356 liters (3,000 gallons) per minute to optimally produce flow rates and operating pressures for the radial expansion process. The pumped liquid material 185 increases the operating pressure inside the chamber 175. The increased operating pressure in the chamber 175 then causes the spindle 145 to extrude the spindle positioning apparatus 150 and the tube part 155 from the surface of the spindle 145. Extrusion of the spindle positioning apparatus 150 and the tube part 155 from the surface of the spindle 145 causes the spindle positioning apparatus 150 and the pipe part 155 expand in the radial direction. Continued pumping of the liquid material 185 preferably causes the entire length of the tube part 155 to expand in the radial direction.

I en foretrukket utførelse blir pumpetakten og trykket av det flytende materialet 185 redusert under det siste trinn av ekstrusjonsprosessen for å minimalisere sjokk på apparatet 100. I en foretrukket utførelse omfatter apparatet 100 toppabsorberere for å absorbere sjokk forårsaket ved fullføringen av ekstrusjonsprosessen. In a preferred embodiment, the pumping rate and pressure of the liquid material 185 is reduced during the final step of the extrusion process to minimize shock to the apparatus 100. In a preferred embodiment, the apparatus 100 includes peak absorbers to absorb shock caused by the completion of the extrusion process.

I en foretrukket utførelse forårsaker ekstrusjonsprosessen at spindelen 145 beveger seg i aksiell retning 185. Under den aksielle bevegelse av spindelen, i en foretrukket utførelse, vil fluidpassasjen 140 lede flytende materialer 190 forskjøvet ved den bevegelige spindel 145 ut av brønnhullet 180. På denne måten, blir operasjonseffektiviteten og hastigheten av ekstrusjonsprosessen forbedret. In a preferred embodiment, the extrusion process causes the spindle 145 to move in an axial direction 185. During the axial movement of the spindle, in a preferred embodiment, the fluid passage 140 will direct fluid materials 190 displaced by the moving spindle 145 out of the wellbore 180. In this way, the operational efficiency and speed of the extrusion process is improved.

I en foretrukket utførelse, omfatter ekstrusjonsprosessen injisering av et herdbart flytende materiale inn i det ringformede området mellom rørdelen 155 og borehullet 180. På denne måten, blir et herdet tetningslag plassert mellom den ekspanderte rørdel 155 og de indre vegger av brønnhullet 180. In a preferred embodiment, the extrusion process comprises injecting a curable liquid material into the annular region between the pipe section 155 and the borehole 180. In this way, a hardened seal layer is placed between the expanded pipe section 155 and the inner walls of the wellbore 180.

Som illustrert på figur lc, i en foretrukket utførelse, etter fullføring av ekstrusjonsprosessen, blir støttedelen 105, pakningen 110, første fluidledning 115, ringformet pakning 130, andre fluidledning 135, spindelen 145, og spindelplasseringsapparatet 150, flyttet fra brønnhullet 180. As illustrated in Figure 1c, in a preferred embodiment, after completion of the extrusion process, the support member 105, the packing 110, the first fluid line 115, the annular packing 130, the second fluid line 135, the spindle 145, and the spindle positioning apparatus 150 are moved from the wellbore 180.

I en alternativ utførelse blir apparatet 100 brukt til å reparere et eksisterende brønnhullforingsrør eller en rørledning. I denne alternative utførelse, omfatter begge endene av rørdelen 155 fortrinnsvis stoppkiler 160 og pakninger 165. In an alternative embodiment, the apparatus 100 is used to repair an existing wellbore casing or pipeline. In this alternative embodiment, both ends of the pipe part 155 preferably comprise stop wedges 160 and gaskets 165.

I en alternativ utførelse blir apparatet 100 brukt til å utforme en rørformet strukturell understøttelse for en bygning eller offshorestruktur. In an alternative embodiment, the apparatus 100 is used to design a tubular structural support for a building or offshore structure.