NO331961B1 - Fremgangsmate for ringromstetning, samt bronn og ror med slik tetning - Google Patents
Fremgangsmate for ringromstetning, samt bronn og ror med slik tetning Download PDFInfo
- Publication number
- NO331961B1 NO331961B1 NO20014902A NO20014902A NO331961B1 NO 331961 B1 NO331961 B1 NO 331961B1 NO 20014902 A NO20014902 A NO 20014902A NO 20014902 A NO20014902 A NO 20014902A NO 331961 B1 NO331961 B1 NO 331961B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- pipe
- elastomer
- seal
- expansion
- borehole
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 85
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims abstract description 44
- 229920001187 thermosetting polymer Polymers 0.000 claims abstract description 20
- 239000012815 thermoplastic material Substances 0.000 claims abstract description 8
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 44
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 claims description 34
- 239000000806 elastomer Substances 0.000 claims description 26
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 21
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims description 11
- 239000012190 activator Substances 0.000 claims description 8
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims description 8
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 8
- 238000000576 coating method Methods 0.000 claims description 7
- 229920002725 thermoplastic elastomer Polymers 0.000 claims description 7
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 claims description 6
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 6
- 229920001169 thermoplastic Polymers 0.000 claims description 6
- 239000004416 thermosoftening plastic Substances 0.000 claims description 6
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 5
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 claims description 5
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 5
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 5
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 4
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 4
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 4
- 239000002666 chemical blowing agent Substances 0.000 claims description 2
- 230000005611 electricity Effects 0.000 claims description 2
- 229920002379 silicone rubber Polymers 0.000 claims description 2
- 239000004945 silicone rubber Substances 0.000 claims 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 abstract description 9
- 230000008569 process Effects 0.000 description 21
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 9
- 239000005060 rubber Substances 0.000 description 8
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 7
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 6
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 6
- 238000005253 cladding Methods 0.000 description 5
- 239000002861 polymer material Substances 0.000 description 5
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 5
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 5
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 5
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229920006125 amorphous polymer Polymers 0.000 description 4
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 4
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 4
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 4
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 4
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 4
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 4
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 3
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 3
- 229920001973 fluoroelastomer Polymers 0.000 description 3
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 3
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 3
- 239000004005 microsphere Substances 0.000 description 3
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 3
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 3
- 229920000728 polyester Polymers 0.000 description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- 238000004073 vulcanization Methods 0.000 description 3
- KAKZBPTYRLMSJV-UHFFFAOYSA-N Butadiene Chemical compound C=CC=C KAKZBPTYRLMSJV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004641 Diallyl-phthalate Substances 0.000 description 2
- WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N Formaldehyde Chemical class O=C WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920000877 Melamine resin Polymers 0.000 description 2
- 239000004642 Polyimide Substances 0.000 description 2
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 2
- 101100115801 Streptomyces mobaraensis daip gene Proteins 0.000 description 2
- 229920006172 Tetrafluoroethylene propylene Polymers 0.000 description 2
- 229920001807 Urea-formaldehyde Polymers 0.000 description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 description 2
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 2
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 2
- QUDWYFHPNIMBFC-UHFFFAOYSA-N bis(prop-2-enyl) benzene-1,2-dicarboxylate Chemical class C=CCOC(=O)C1=CC=CC=C1C(=O)OCC=C QUDWYFHPNIMBFC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 2
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 2
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 2
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 2
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 2
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 2
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 2
- 239000004643 cyanate ester Substances 0.000 description 2
- 150000001913 cyanates Chemical class 0.000 description 2
- 239000003822 epoxy resin Substances 0.000 description 2
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 2
- 235000019256 formaldehyde Nutrition 0.000 description 2
- IVJISJACKSSFGE-UHFFFAOYSA-N formaldehyde;1,3,5-triazine-2,4,6-triamine Chemical compound O=C.NC1=NC(N)=NC(N)=N1 IVJISJACKSSFGE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- LNEPOXFFQSENCJ-UHFFFAOYSA-N haloperidol Chemical compound C1CC(O)(C=2C=CC(Cl)=CC=2)CCN1CCCC(=O)C1=CC=C(F)C=C1 LNEPOXFFQSENCJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000002844 melting Methods 0.000 description 2
- 230000008018 melting Effects 0.000 description 2
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 229920003192 poly(bis maleimide) Polymers 0.000 description 2
- 229920000647 polyepoxide Polymers 0.000 description 2
- 229920001721 polyimide Polymers 0.000 description 2
- ODGAOXROABLFNM-UHFFFAOYSA-N polynoxylin Chemical compound O=C.NC(N)=O ODGAOXROABLFNM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- 239000000565 sealant Substances 0.000 description 2
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 2
- 229920001567 vinyl ester resin Polymers 0.000 description 2
- 239000010755 BS 2869 Class G Substances 0.000 description 1
- 239000004971 Cross linker Substances 0.000 description 1
- 229920002943 EPDM rubber Polymers 0.000 description 1
- 239000004593 Epoxy Substances 0.000 description 1
- 244000043261 Hevea brasiliensis Species 0.000 description 1
- 239000004831 Hot glue Substances 0.000 description 1
- 229920000459 Nitrile rubber Polymers 0.000 description 1
- 239000004677 Nylon Substances 0.000 description 1
- 239000004743 Polypropylene Substances 0.000 description 1
- 239000004793 Polystyrene Substances 0.000 description 1
- 239000011398 Portland cement Substances 0.000 description 1
- 150000004645 aluminates Chemical class 0.000 description 1
- 238000005452 bending Methods 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 230000008602 contraction Effects 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 1
- 239000002178 crystalline material Substances 0.000 description 1
- KPUWHANPEXNPJT-UHFFFAOYSA-N disiloxane Chemical class [SiH3]O[SiH3] KPUWHANPEXNPJT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 1
- 239000011396 hydraulic cement Substances 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 230000001788 irregular Effects 0.000 description 1
- 229920003049 isoprene rubber Polymers 0.000 description 1
- 238000005304 joining Methods 0.000 description 1
- 239000000155 melt Substances 0.000 description 1
- 229920003052 natural elastomer Polymers 0.000 description 1
- 229920001194 natural rubber Polymers 0.000 description 1
- 229920001778 nylon Polymers 0.000 description 1
- 239000003973 paint Substances 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 1
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 1
- 229910052697 platinum Inorganic materials 0.000 description 1
- BASFCYQUMIYNBI-UHFFFAOYSA-N platinum Substances [Pt] BASFCYQUMIYNBI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- -1 platinum vinyl siloxane Chemical class 0.000 description 1
- 229920002857 polybutadiene Polymers 0.000 description 1
- 229920000570 polyether Polymers 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 229920000098 polyolefin Polymers 0.000 description 1
- 229920001155 polypropylene Polymers 0.000 description 1
- 229920001296 polysiloxane Polymers 0.000 description 1
- 229920002223 polystyrene Polymers 0.000 description 1
- 239000000376 reactant Substances 0.000 description 1
- 230000002787 reinforcement Effects 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 239000004589 rubber sealant Substances 0.000 description 1
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 1
- 239000003566 sealing material Substances 0.000 description 1
- 239000002893 slag Substances 0.000 description 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 1
- 238000007711 solidification Methods 0.000 description 1
- 230000008023 solidification Effects 0.000 description 1
- 238000005482 strain hardening Methods 0.000 description 1
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 1
- 229920002554 vinyl polymer Polymers 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
- E21B33/14—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like for cementing casings into boreholes
-
- 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
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)
- Sealing Material Composition (AREA)
- Lining Or Joining Of Plastics Or The Like (AREA)
- Laminated Bodies (AREA)
- Pipe Accessories (AREA)
- Shaping Of Tube Ends By Bending Or Straightening (AREA)
Abstract
Fremgangsmåte for tetning av et ringrom mellom to faste rør eller mellom et fast rør og et borehull, omfattende bruk av et termoherdende eller termoplastisk materiale til å danne terningen mellom minst en del av den ytre overflate på et rør og minst en del av den indre overflate på det ytre rør eller borehullet, idet tetningen dannes ved å ekspandere det indre rør.
Description
Den foreliggende oppfinnelse vedrører en fremgangsmåte for tetting av et ringrom mellom rør eller mellom et rør og et borehull, samt en brønn og et rør med tetning utført ved fremgangsmåten.
I henhold til konvensjonell teknikk, i den hensikt å oppnå tetning mellom et
rør og et borehull, blir ringrommet (rommet mellom foringsrøret og formasjonsberget) underkastet sementering (utfylling av hulrommet med sement). Denne behandling blir vanligvis betegnet primær sementering. Hovedaspektene med primær sementering er å isolere strømningen mellom ulike reservoarer, for å motstå de ytre og indre trykk som virker på brønnen, ved å tilveiebringe strukturell forsterkning og forhindre korrosjon på stålforingen av kjemisk aggressive fluider.
En dårlig sementeringsjobb kan resultere i migrering av reservoarfluider, hvilket endog kan lede til gassmigrering gjennom mikrohulrom i brønnen. Dette vil ikke bare redusere kostnadseffektiviteten for brønnen, men kan også medføre en utblåsing ("blow out") med betydelig resulterende skade. Selv om reparasjonsjobber (sekundær sementering) er mulige (i hovedsak å tvinge mer sement inn i sprekkene og mikrohulrommene) er slike jobber kostbare og de fører ikke alltid til de ønskede resultater. En av hovedulempene ved bruk av tradisjonelle sementeringsmaterialer slik som klasse G-sement (for eksempel OPC: Ordinær Portlandsement), er at slike materialer ikke kan gi en gasstett tetning på grunn av den iboende krympning av materialene. Krympningen er vanligvis i størrelsesorden 4-6 volum%, hvilket bevirker gassmigrering gjennom mikrohulrommene som dannes på grunn av krympningen.
Det er tidligere blitt foreslått å benytte en blanding av en slurry av en hydraulisk sement og en gummikomponent for å forbedre de ordinære tetningsegenskaper til de konvensjonelle sementeringsmaterialer. Imidlertid spiller de iboende egenskaper for de konvensjonelle sementeringsmaterialer fortsatt en viktig rolle ved slike tetningsteknikker.
Sementeringen kan også utføres mellom to rør, for eksempel for å fiksere et korrodert eller skadet rør eller for å oppgradere fastheten for et pakket rør.
En teknikk kjent innen oljeindustrien som ekspansjon av brønnrørene, vanligvis innført for å komplettere en uforet seksjon av et borehull i en undergrunnsformasjon, har som ett av sine trekk at det innsnevrer rommet mellom den ytre overflate på røret og foringen og/eller bergformasjonen røret støter mot. Det er imidlertid ikke ansett som mulig, og i praksis er det umulig, å tilveiebringe selv en mindre tetningsvirkning ved en slik ekspansjon.
I EP 643794 beskrives en fremgangsmåte for å ekspandere et foringsrør mot veggen i et undergrunnsborehull, hvor foringen er fremstilt av et smibart materiale som fortrinnsvis er i stand til deformasjon på minst 25 % i énakset strekk, og foringsrøret kan ekspanderes med en ekspansjonsdor som pumpes eller skyves gjennom foringsrøret. Igjen er det ikke ansett som mulig, og i praksis er det umulig, å tilveiebringe selv en mindre tetningsvirkning under en slik ekspansjon.
Det er også kjent teknikk at rørene kan utrustes med belegg (også betegnet "cladding"), hvilket normalt påføres for å øke rørenes bestandighet mot negativ påvirkning av borefluider og andre sirkulerende materialer (for eksempel fraktureringsmidler eller aggressive oljefeltsaltløsninger). Igjen er slike foranstaltninger ikke utformet for å oppnå noen forbedring med hensyn til tetning.
I WO99/02818 er det foreslått et ned-i-hulls rørsystem som i hovedsak er basert på et radielt ekspanderbart slisset rørlegeme som har et deformerbart materiale på yttersiden og et tetningselement i rørlegemet og for inngrep med en indre overflate på legemet. Det fremheves spesifikt at det selvfølgelig ikke bør være noen elastomer-berg-kontakt ved posisjonene for slissene ettersom innstrømningen av olje ikke bør avbrytes.
Derfor har systemet som er beskrevet i WO99/02818 blitt ansett som et system som tillater strømming av fluider på visse steder (ansett slik på grunn av nærværet av slissene) og ikke på andre steder, hvilket oppnås ved kombinasjonen av tre elementer: bruken av et ekspanderbart rør, nærvær av et deformerbart materiale på yttersiden av rørlegemet, og bruken av et tetningselement inne i det ekspanderbare slissede rørlegeme.
Det er ingen henvisning i beskrivelsen i WO99/02818 til ekspanderbare faste rør.
IWO99/06670 henvises til en fremgangsmåte for å danne en soneisolasjon mellom det ytre og indre i en uforet seksjon i et undergrunns brønnsystem som er plassert nær en brønnseksjon der et foringsrør er til stede. Soneisolasjonen oppnås ved å sette inn et ekspanderbart rør gjennom den eksisterende brønnforing og inn i en uforet seksjon, slik som en sidegren, i undergrunns-brønnsystemet, og deretter å ekspandere det ekspanderbare rør slik at en ende presses mot veggen i den uforede seksjon i brønnsystemet og den ytre overflate på den andre ende presses mot den indre overflate i brønnen for derved å danne en samvirkende pasning som er i stand til å gi en skjærbinding og en hydraulisk tetning mellom de omgivende overflater. Det er mulig å sette inn et tetningsringmateriale mellom de omgivende overflater før ekspandering av røret.
Det fremgår klart at fremgangsmåten foreslått i WO99/06670 tar spesielt sikte på maskinerte rør som er temmelig regulære og at de hydrauliske tetninger som dannes er anvendbare på grunn av den konsentriske form på de omgivende overflater.
I US 3297092 beskrives tetning av ringrom mellom to faste rør eller et fast rør og borehullet. Det anvendes et termoherdende eller termoplastisk materiale for tetningen, og tetningen dannes ved å ekspandere det indre røret.
Det er nå innsett at under mer krevende forhold, især når rørene eller et rør eller et borehull er mindre konsentriske med hensyn til hverandre, og også kan variere i radielle dimensjoner, er det ikke lenger mulig å tilveiebringe hensiktsmessige tetninger ved standard ekspansjon, selv ved bruk av en tetningsring. Selv systemer som opprinnelig var godt tettet på grunn av den konsentriske eller i hovedsak konsentriske form av rørene eller røret og borehullet, vil nedbrytes over tid på grunn av flere omstendigheter, slik som korrosjon, forskyvningskrefter og lignende. Dette betyr at det er behov for et tetningssystem som kan opereres under praktiske forhold og fortrinnsvis over temmelig lange avstander. Videre bør et slikt tetningssystem være i stand til å gi tetningsvirkning over en lang tidsperiode under forhold som kan variere, slik det er diskutert ovenfor.
Det er nå funnet en fremgangsmåte som muliggjør dannelse av tetninger av god kvalitet når det gjøres bruk av en ekspanderende innretning i form av et ekspanderbart rør for å tilveiebringe en tetning basert på termoherdende eller termoplastisk materiale.
Den foreliggende oppfinnelse angår derfor en fremgangsmåte for tetning av et ringrom mellom to faste rør eller mellom et fast rør og et borehull, omfattende anvendelse av et termoherdende eller termoplastisk materiale til å danne tetningen mellom minst en del av den ytre overflate på det indre rør og minst en del av den indre overflate på det andre rør eller borehullet, hvorved tetningen dannes ved å ekspandere det indre rør, kjennetegnet ved at det indre rør har et sirkulært tverrsnitt før ekspansjonen.
De termoherdende og termoplastiske materialer som må benyttes for å frembringe tetningen mellom rørene eller mellom et rør og et borehull, er definert med hensyn til denne oppfinnelse som amorfe polymermaterialer som er i en glasstilstand og/eller en gummitilstand. Aggregattilstanden for amorfe polymermaterialer kan generelt defineres med hensyn til temperaturen ved hjelp av deres stivhet, ettersom stivheten er den viktigste parameter med hensyn til forskjeller i aggregattilstand.
Stivheten er den kraften som kreves for å bevirke en viss deformasjon. Ved å ta kraften pr. enhet overflate for tverrsnittet (strekk s) og uttrykke deformasjonen (e) som en funksjon av opprinnelig lengde (1), som e = Al/l, er stivheten kvotienten slik det fremgår, også betegnet elastisitetsmodul og utrykt som E = s/e. For hvert polymermateriale kan en graf mellom log E (y-akse) og temperatur (x-akse) konstrueres, hvorved det vises tre arealer og de respektive overgangspunkter. De tre arealer er glass (lavest temperatur, høyest E), gummi (lavere E og høyere temperatur) og væske (lavest E og høyest temperatur). Overgangspunktene blir normalt betegnet glasspunkt (Tg) og smeltepunkt (Tm).
Materialene som er tatt i betraktning for dannelse av tetninger med hensyn til den foreliggende oppfinnelse, er i glasstilstand og/eller gummitilstand før ekspansjon, og god ytelse vil oppnås når de fullstendig opprettholder eller til en stor grad opprettholder nevnte egenskaper. Det er mulig at det på grunn temperaturforholdene, også påvirket av friksjonskreftene som oppstår under ekspansjon, kan foregår overgang for alt eller en del av materialet fra glasstype til gummitilstand. For visse materialer kan dette endog være en fordel ut fra et tetningssynspunkt ettersom elastisitetsmodulen for gummitype-materialene kan være 100-1000 ganger lavere enn for samme materiale i glasstilstand.
Til en viss grad kan amorfe polymermaterialer ha krystallinitet. Virkningen av krystallinsk materiale er liten for materialer av glasstype, især med hensyn til de mekaniske egenskaper, og større for materialer av gummitype, ettersom slike materialer forsinker overgangen til gummitilstand.
Det er også mulig å benytte bitumenholdige polymermaterialer for å tilveiebringe tetningene ved den foreliggende oppfinnelse. Kommersielt tilgjengelige bitumenholdige elastomerer kan med fordel benyttes som tetningsmaterialer.
Eksempler på amorfe polymerer som kan benyttes ved fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelse er butadien og isoprengummi, hvilke er i gummitilstand ved omgivelsestemperatur som vil være enda mer slik etter vulkanisering. Materialer som PVC og polystyren er representative for materialer av glasstype ved omgivelsestemperatur. Kopolymerer av gummi- og glassmaterialer er også interessante; deres egenskaper vil bestemmes primært av de relative mengder av de respektive homo-polymerer.
Hensiktsmessig kan materialene som skal benyttes for dannelse av tetningene være til stede allerede som cladding på den ytre overflate på det (indre) rør som skal ekspanderes. Tykkelsen av belegget kan variere avhengig av typen materiale som benyttes, ringrommet som skal tettes og ekspansjonsfastheten som kan påregnes. Belegg i området 0,02-10 cm tykkelse kan hensiktsmessig påføres. Gode resultater er oppnådd i liten skala med belegg av tykkelse i området 0,05-2 cm.
Claddingene kan være til stede over hele eller deler av den ytre overflate på røret som skal ekspanderes og de kan også inneholde uthevelser eller innsynkninger, især når det skal tettes et ringrom av ulike arealer over rørets lengde.
Tetning oppnås når både aksiell og radiell strømning er vesentlig eller helt forhindret. En ytterligere fordel med fremgangsmåten for tetning ifølge den foreliggende oppfinnelse er at i tilfellet med en tetning mellom et rør og en foring, blir den initiale kollapsrate for systemet nesten ved eller fullstendig gjenopprettet. Kjente tetningsmidler (av begrenset lengde) har kun marginal evne til å gjenopprette kollapsratingen for en initiell komplettering, uaktet det faktum at slike tetninger kan påføres hensiktsmessig når kun marginale spenninger er involvert (slik som ved avstengning av utvannede seksjoner av horisontale brønner).
Den foreliggende oppfinnelse omfatter et antall alternative løsninger som kan benyttes avhengig av typen undergrunnsformasjon det støtes på og mengden tetning som faktisk behøves eller foretrekkes.
I prinsippet er det mulig å konstruere en kontinuerlig tetning mellom den ytre overflate på et rør og den indre overflate på det andre rør eller borehullet, alt etter tilfellet (dvs. den totale ytre overflate på røret blir involvert i tetningen), men ofte er det nok, eller endog foretrukket, å konstruere tetningen kun på visse deler av den totale (ned-i-hulls) ytre overflate på røret, hvilket leder til soneisolasjon. Når det i denne beskrivelse benyttes uttrykket "minst en del av den ytre overflate" menes det å inkludere både total isolasjon så vel som soneisolasjon (om ikke annet er angitt).
Det er funnet at fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelse muliggjør dannelse av tetninger over lange avstander, for eksempel mer enn 15 meter, især mer enn 25 meter, og hensiktsmessig over betydelig lengre distanser, hvilke kan strekke seg over flere hundre meter. Mindre distanser er også mulig, men fremgangsmåten er særlig egnet for avtetning over store avstander. Det bør bemerkes at konvensjonelle pakninger har maksimallengder på ca. 13 meter (ca. 40 fot). Det er også mulig å tilveiebringe soneisolasjon for visse områder av røret som er involvert eller for å produsere tetninger som alternerer med ikke-tettede områder.
I en første utførelsesform av fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelse, som er særlig fordelaktig for å tilveiebringe tetninger i sammenheng med borehull som har hovedsakelig sirkulært tverrsnitt (iblant betegnet som "revolvertønneformet"), formes tetningen ved å bringe i borehullet et ekspanderbart rør claddet minst delvis med et termoherdende eller termoplastisk materiale, etterfulgt av ekspansjon av røret.
Konvensjonelle elastomerer kan hensiktsmessig benyttes for denne type anvendelser. For eksempel er nitrilgummier utmerket egnede for lave til moderate temperaturer. Lavt påkjente fluorelastomerer (eksempelvis VITON (VITON er et varemerke) kan benyttes for mer krevende forhold. Spesielle fluorelastomerer kan benyttes under ekstremt ugjestmilde forhold. Eksempler på egnede fluorelastomerer er for eksempel materialene som betegnes AFLAS eller KALREZ (AFLAS og KALREZ er varemerker). Silikoner og fluorsilikoner er ytterligere eksempler på materialer som kan være egnede for fremgangsmåten for ringromstetning ifølge den foreliggende oppfinnelse.
Elastomermaterialene kan belegges på rørene som benyttes ved hjelp av kjente metoder for dette, som ikke er utdypet her i detalj, så som konvensjonelle sammen-føyningsteknikker, eksempelvis slike som benyttes ved fremstilling av elektriske kabler.
Det er mulig å øke komprimerbarheten av de foreskrevne elastomermaterialer ved å innbefatte såkalte lukkede cellestrukturer, især når bruken er foreskrevet for grunne operasjoner, eller ekspanderte, deformerbare mikrobobler. Slike i hovedsak hule mikrokuler virker som små ballonger som tilveiebringer ytterligere komprimerbarhet for elastomeren under ekspansjonsprosessen og kompenserer for volumendringer på grunn av partiell sammentrekning av røret etter ekspansjonsprosessen. Eksempler på egnede materialer innbefatter EXPANCELL og MICROSPHERE FE (EXPANCELL og MICROSPHERE FE er varemerker). Disse anvendelser er særlig egnede ved tetning av ringrom mellom rør ved lavt trykk.
I en andre utførelsesform av fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelse, som er særlig fordelaktig for å tilveiebringe tetninger i forbindelse med borehull med i hovedsak elliptisk form, men uten å ha omfattende utvaskinger eller større diameterendringer, utformes den elastomere tetning ved å bringe inn i borehullet et ekspanderbart rør som er minst delvis claddet med en termoplastisk elastomer, etterfulgt av ekspansjon av røret.
I slike situasjoner viser det seg at istedenfor en konvensjonell termoherdende elastomer (hvor formen i hovedsak ikke kan endres etter vulkanisering ved smelting) bør det benyttes en termoplastisk elastomer. Fremgangsmåten utføres fortrinnsvis således at oppvarmingen påføres brønnen når ekspansjonsprosessen utføres. Det er også mulig å benytte materialer av glasstype i disse situasjoner.
Termoplastiske elastomerer som hensiktsmessig kan anvendes i denne bestemte utførelsesform inkluderer vulkaniserte EPDM/polypropylen-blandinger slik som SARLINK (SARLINK er et varemerke) eller polyetere og polyestere slik som for eksempel ARNITEL (ARNITEL er et varemerke).
Oppvarming av brønnen før og/eller etter ekspansjonsprosessen kan utføres med enhver hensiktsmessig oppvarmingsteknikk. Eksempler på slike teknikker inkluderer bruken av en varm væske, fortrinnsvis en sirkulerende varm væske som kan gjenoppvarmes ved konvensjonelle teknikker, bruken av varme frembrakt ved hensiktsmessige kjemiske reaksjoner, eller bruk av elektrisitet for å generere varme i undergrunnsformasjonen. Resultatet av å påføre varme vil bli at den termoplastiske elastomer, som er i eller omdannes til semi-fast tilstand, vil ha bedre muligheter til å fylle mer irregulære tverrsnittsseksjoner av borehullet og også i et mye større omfang.
Igjen er det mulig å øke komprimerbarheten av de aktuelle termoplastiske elastomerer ved å bruke ekspanderte, deformerbare mikrobobler som fyllmateriale, forutsatt at skjelettet forblir i hovedsak intakt under smeltetrinnet for de termoplastiske elastomerer påført under ekspansjonsprosessen. Mikroballonger med nylonskjelett kan fordelaktig anvendes.
I en tredje utførelsesform av fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen, som er særlig fordelaktig for å tilveiebringe tetninger i forbindelse med såkalte "åpent hull"-seksjoner, dvs. seksjoner hvor rørene vil være plassert høyst irregulært (iblant betegnet som betydelig utvaskede og/eller uthulede seksjoner), idet den elastomere tetning formes ved å plassere et in situ vulkaniserende elastomersystem i borehullet, hvilken elastomer deretter underkastes ekspansjon for røret til stede i borehullet. Det er også mulig å benytte materialer som i hovedsak er i glasstilstand, slik som delvis mettede polyestere (som hensiktsmessige vinylestere), epoksyharpikser, diallylftalatestere (hensiktsmessige materialer omfatter dem betegnet DAP ("orto"-harpiks) og DAIP ("meta"-harpiks), aminotypeformaldehyder (som ureaformaldehyd og melaminformaldehyd), cyanatestere og termoherdende polyimider (som bismaleimider) og andre termoherdende estere.
I en foretrukken utførelsesform gjøres det bruk av et in situ vulkaniserbart komponentsystem for å frembringe hensiktsmessig tetning. Det finnes flere måter for å oppnå den påtenkte tetning.
Ved en første måte tas det sikte på å fylle ringrommet med (flytende) tokomponentsystem og la røret (utrustet med en tilbakeslagsventil) dyppes ned i tokomponentsystemet for deretter å la systemet herde, hvoretter ekspansjonsprosessen av røret utføres.
Ved en andre metode tas det sikte på å utføre ekspansjonsprosessen av røret før herdingen av tokomponentsystemet. Rørekspansjonssystemet benyttes ved denne situasjon i det såkalte "bunn-opp"-modus, hvorved den ennå ikke herdede elastomer-løsning tvinges i mikrohulrommene for å danne en "gummitetningsring".
Hensiktsmessige materialer for denne operasjonsmodus hvor det benyttes et in situ vulkaniserende elastomersystem, er de såkalte RTV
(romtemperaturvulkaniserbare) tokomponents-silikongummier som hensiktsmessig kan bli retardert for de forhøyede temperaturer og trykk som det ofte støtes på i olje-og/eller gassbrønner. Det henvises i denne sammenheng til materialene, kommersielt tilgjengelige fra Dow Corning og identifisert som 3-4225, 3-4230, 3-4231, 3-4232 og 4-4234. Det antas at disse materialer kan benyttes fordelaktig i lys av deres såkalte "tilleggsherdende egenskaper". Det er også mulig å benytte elastomere forbindelser basert på epoksyforbindelser slik som WELLSEAL-spekteret av produkter (WELLSEAL er et varemerke), som er kommersielt tilgjengelige fra Shell.
For spesifikke definisjoner av klassene med forbindelser referert til ovenfor, henvises det til Engineered Materials Handbook, Desk Edisjon, 2. utg. (1998), ISBN 0-87170-283-5, s. 251-281.
Igjen er det mulig å forspenne den elastomere tetningsring som skal produseres ved å blåse den opp enten med et innebygd "kjemisk blåsemiddel", slik som GENITOR (GENITOR er et varemerke), eller ved å bruke deformerbare mikrobobler inneholdende en flyktig væske, slik som EXPANCELL DU (EXPANCELL er et varemerke). Også fyllmaterialer som er mer voluminøse på grunn av en faststoff/faststoff- eller faststoff/væsketransformasjon ved forhøyet temperatur kan hensiktsmessig benyttes.
E rn av fordelene med fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelse er at det kan gjøres bruk av kveilbare eller kveilede rør, hvilket medfører betydelige fordeler blant annet med hensyn til logistikk. Slik det er fremholdt ovenfor er det meget anvendelig å benytte ekspanderbare rør i kveilbare eller kveilet form som er blitt utrustet med cladding, enten på hele den ytre overflate på røret som skal benyttes, eller på spesifikke deler av den ytre overflate når røret skal benyttes for soneisolasjon, allerede påført ved fremstillingstrinnet.
Det er også mulig, og faktisk foretrukket, å benytte kveilbare eller kveilede rør som i den hensiktsmessige cladding allerede er utrustet med elektriske kabler og/eller hydrauliske ledninger som kan benyttes for å muliggjøre fjernkontroll og/eller - regulering av prosesser som det tas sikte på å utføre når røret anvendes i hensiktsmessig produksjonsmodus. Ved vulkaniseringen in situ er det mulig å ha (armerte) kabler og/eller ledninger til stede festet til utsiden av det kveilbare eller kveilede rør for å muliggjøre telemetri og/eller brønnkontrollaktiviteter.
Fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelse kan hensiktsmessig benyttes ved reparasjon eller oppgradering av skadede eller utslitte rør, især ledningsrør. En hensiktsmessig metode omfatter å utruste en del av, eller hele, røret som skal oppgraderes med et indre rør og tilveiebringe en tetning i henhold til fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelse ved å ekspandere det indre rør og derved tilveiebringe tetning ved å bruke det termoplastiske materialet som er definert foran som materialene som danner tetningen som følge av ekspansjonen av det indre rør.
Ekspansjonen av røret, som er obligatorisk for å oppnå den elastomere tetning slik det er beskrevet ovenfor, kan utføres hensiktsmessig slik det er beskrevet i kjent teknikk. Det henvises blant annet til WO97/03489 hvor det beskrives ekspansjon av et rør, især et rør fremstilt av en stålkvalitet som underkastes tøyningsherding som et resultat av ekspansjonen.
Ekspansjonsprosessen er i hovedsak rettet på å føre gjennom et rør (i blant betegnet en "liner") en ekspansjonsspindel som er avsmalnet i bevegelsesretningen gjennom røret, idet spindel har en største diameter som er større enn den indre diameter i røret. Ved å bevege spindelen gjennom røret vil det innses at rørets diameter forstørres. Dette kan gjøres ved å skyve en ekspansjonsspindel nedover gjennom røret; eller, mer hensiktsmessig, ved å trekke opp gjennom røret en ekspansjonsspindel som er avsmalnet oppad.
Hensiktsmessig inneholder ekspansjonsspindelen en ekspansjonsseksjon som har en konisk keramisk ytre overflate og en tetningsseksjon som er plassert i en slik distanse fra ekspansjonsseksjonen at når spindelen pumpes gjennom røret ligger tetningsseksjonen an mot en plastisk ekspandert del av røret. Det er også mulig å benytte en spindel som inneholder varmeinnretninger for å lette ekspansjonsprosessen.
Anvendelsen av en keramisk konisk overflate reduserer friksjonskreftene under ekspansjonsprosessen, og ved å ha en tettende seksjon som griper inn mot det ekspanderte rør blir det unngått hydrauliske krefter som ville resultere i en overdreven ekspansjon av røret. I slike tilfeller er det foretrukket at ekspansjonsspindelen inneholder en ventileringsledning for å ventilere til overflaten eventuelle fluider som er til stede i borehullet og røret foran ekspansjonsspindelen.
Det er generelt fordelaktig å benytte spindler med en halvtoppvinkel mellom 15° og 30° for å hindre enten for høye friksjonskrefter (ved mindre vinkler) eller utilbørlig varmefordeling og avbrudd av foroverbevegelsen av anordningen (ved høyere vinkler). For visse anvendelser, især i tilfellet med "endeforsegling", kan det være anvendelig å benytte spindler med en mindre konusvinkel. Egnede konushalvtoppvinkler er mellom 10° og 15°. Små konusvinkler er gunstige for å ekspandere internt nivåjevne mekaniske koblinger ved å minske virkningen av effekten av plastisk bøyning og derved sikre at den ekspanderte kobling er internt nivåjevn.
Et iboende trekk for ekspansjonsprosessen ved hjelp av å propellere en spindel er at den indre diameter i det ekspanderte rør generelt er større enn den maksimale ytre diameter for spindelen. Denne ytterligere deformasjon betegnes som overskuddsekspansjon. Overskuddsekspansjon kan økes ved å gi doren en parabolsk eller elliptisk form for derved å øke den initiale åpningsvinkel for konusen til et maksimum på 50°, mens den gjennomsnittlige halvtoppvinkel holdes mellom 15 og 30°. Overskudds-ekspansjonen kan økes ca. 5 ganger. Dette muliggjør faktisk å øke grenseflatetrykket mellom det ekspanderte rør og gummitetningselementet og øke
ringromstettekapasiteten.
Røret kan ekspanderes slik at den ytre diameter på det ekspanderte rør er noe mindre enn det indre i borehullet eller enhver foring som er til stede i borehullet og at hvilke som helst fluider som er til stede i borehullet og røret foran ekspansjonsspindelen fortrenges aksielt oppover via ringrommet som fortsatt er tilgjengelig over tetningen som nettopp er dannet eller dannes ved den ekspanderende virkning av spindelen mens denne trekkes opp gjennom røret.
Oppfinnelsen vedrører også en brønn som er kjennetegnet ved at den er utrustet med en innretning for tetning rundt et rør i henhold til fremgangsmåten ifølge ett eller flere av de foregående krav, hvor røret tjener som et produksjonsrør hvorigjennom hydrokarbonfluid transporteres til overflaten og hvorigjennom eventuelt en service- og/eller drepeledning føres over minst en betydelig del av rørlengden, gjennom hvilken ledning fluid kan bli pumpet mot bunnen av borehullet mens hydrokarbonfluid produseres via det omgivende produksjonsrør.
Oppfinnelsen vedrører også et rør som er kjennetegnet ved at det er utrustet med et indre rør og en innretning for tetting rundt det indre rør og røret, i henhold til fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen, hvor det indre rør er en transportinnretning for transporterbare fluider.
Slik det er diskutert ovenfor er fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelse særlig anvendbar for å tette et ringrom mellom to faste rør eller mellom et fast rør og et borehull når minst ett av rørene, eller røret i borehullet, ettersom tilfellet er, er mindre konsentrisk og muligens også variabelt i radielle dimensjoner slik at en likefrem tetteoperasjon basert på å oppnå en skjærbinding og en hydraulisk tetning ikke lenger er hensiktsmessig, selv når det gjøres bruk av et tetningsringmateriale som beskrevet i WO99/06670.
Spesifikasjonene av diametre på rørene, rørgodset og foringene er normalt gitt med deres fremstillingstoleranser. Det henvises til publikasjonene fra American
Petroleum Institute, 1220 L Street, Northwest Washington D.C., 20005: "Specification for Line Pipe" (API SPECIFICATION 5L, 41. utgave, 1. april 1995) og Specification for Casing and Tubing (API SPECIFICATION 5CT, 5.utgave, 1. april 1995). Generelt er toleransene satt til å være høyst 1 % av ønsket diameter. Fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelse kan hensiktsmessig anvendes når materialer (rør eller rørgods og foringer) avviker 50 % eller mer fra den normale toleranse slik den er gitt av produsenten. Det vil innses at større avvik hyppig vil finne sted under feltbetingelser og at fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelse blir av større økonomisk betydning når avvikene blir større. Avvik på mer enn 200 %, eller mer enn 500 %, eller endog minst 1000 % av de initielle toleranser som er oppgitt vil ofte finne sted og kreve tetninger i henhold til fremgangsmåten ifølge den foreliggende
oppfinnelse.
Oppfinnelsen vil nå illustreres nærmere ved hjelp av følgende eksempler.
Eksempel 1
Det ble benyttet en testcelle med lengde 30 cm utrustet med et 2,54 cm (1 tomme) diameter ekspanderbart rør (før ekspansjon) i et 3,81 cm (1,5 tommer) ringrom. Det ekspanderbare rør ble claddet med et 2 mm tykt belegg av SARLINK (SARLINK er et varemerke). Ekspansjonen ble utført ved å skyve en spindel gjennom det ekspanderbare rør ved omgivelsestemperatur. Fastheten av tetningen som ble produsert ble testet ved å øke trykket opp til punktet der lekkasje fant sted. Ringromstetningen som ble produsert kunne motstå et trykk på 30 bar ved omgivelsestemperatur. Dette betyr at et spesifikt differansetrykk på opp til 100 bar/m kunne oppnås.
Eksempel 2
Testen som beskrevet i Eksempel 1 ble gjentatt, men nå ved bruk at et ekspanderbart rør som var belagt med et belegg med tykkelse 1,5 mm av
EVA/polyolefin-materiale, kommersielt tilgjengelig som Henkel Hot Melt Adhesive. Ekspansjonen ble utført ved å skyve spindelen gjennom det ekspanderbare rør ved en ekspansjonstemperatur på 150 °C. Etter nedkjøling ble fastheten av den fremstilte tetning testet ved å øke trykket opp til punktet der lekkasje fant sted. Ringromstetningen som ble produsert kunne motstå et trykk på 80 bar ved 20 °C. Dette betyr at et spesifikt differansetrykk opp til ca. 250 bar/m kunne oppnås.
Eksempel 3
Et eksperiment i større skala ble utført ved bruk av et 80 cm langt sømløst rør med 9,16 cm (4 tommer) ytre diameter og med 5,7 mm veggtykkelse, og som foring et 80 cm langt sømløst rør med 13,33 cm (5,25 tommer) ytre diameter og med en 7,2 mm veggtykkelse. Den ytre diameter på konusen på spindelen var 10,60 cm. Fire arealer på den ytre overflate på røret ble claddet med naturgummi med tykkelse (ustrukket) på 1 mm og bredde (ustrukket) på 10 mm. Kraften utøvet på konusen var 29 tonn. I trykk-testen holdt tetningen 7 bar netto lufttrykk.
Ettersom nærvær av malinglag på den ytre overflate på røret godt kunne ha en negativ innvirkning på tetningsegenskapene, ble eksperimentet repetert ved bruk av et tilsvarende rør som først var underkastet maskinrensing, hvilket bevirket fjerning av 0,5 mm av den opprinnelige veggtykkelse, og som ga en ny ytre diameter på 10,10 cm. Etter den samme ekspansjonsprosedyre ble ingen lekkasje funnet ved 7 bar netto lufttrykk. Når tetningen ble utsatt for en nitrogentrykktest ble det ikke målt noe trykkfall i løpet av 15 minutters eksponering for 100 bar nitrogentrykk.
I en fjerde utførelsesform av fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelse, hvilken er særlig fordelaktig for å tilveiebringe tetninger i sammenheng med såkalte "åpent hull"-seksjoner, dvs. seksjoner hvor røret vil være plassert høyst irregulært (iblant betegnet som betydelig utvaskede og/eller uthulede seksjoner), kan det også benyttes en spesiell versjon av et termoplastisk eller termoherdende elastomert tetteelement som innbefatter metall- eller glassbeholdere som inneholder en kjemisk løsning.
Typiske utførelser av nevnte fjerde utførelsesform er gitt i tegningene, hvor: Fig. 1 viser skjematisk et delvis ekspandert rør rundt hvilket er anordnet et par termoplastiske eller termoherdende hylser hvori det er innbefattet en rekke tangensielt sprengbare beholdere som brister som et resultat av rørekspansjonen; Fig. 2 viser skjematisk et delvis ekspandert rør rundt hvilket er anordnet et par termoplastiske eller termoherdende hylser hvori det er innbefattet en rekke aksielt orienterte sprengbare beholdere som brister som et resultat av rørekspansjonen; og
Fig. 3 er et toppsnitt av rørsammenstillingen på fig. 2.
Fig. 1 illustrerer at under ekspansjonsprosessen av det metallbaserte rør 1, vil det foregå to samtidige prosesser: 1) elastomeren med termoherdende eller termoplastisk pakningselement 2 med ringformede finner 5 vil komprimeres mot borehullveggen 3 og kan tilveiebringe en tetning, gitt at hullet vil være perfekt rundt og med en veldefinert diameter (som beskrevet i den første utførelsesform) og 2) samtidig vil de sprengbare beholdere dannet av en rekke tangensielle rør 4, innebygget i pakningselementet og inneholdende en kjemisk løsning, briste som et resultat av ekspansjonsprosessen og avgi innholdet sitt i det stagnante kompletterings- eller borefluid til stede i ringrommet 6 mellom borehullsveggen 3 og det ekspanderte rør 1.
Et spesielt trekk ved denne utførelsesform er at den kjemiske løsning er en spesiell aktivator som reagerer med det stagnante fluid (som har latente hydrauliske egenskaper) til et fast stoff.
Eksempler på slike systemer er omdannelsesprosesser slam-til-sement (som beskrevet f.eks. i WO 94/09249, WO 94/09250, WO 94/09252, WO 94/19574,
WO 99/23046 og WO 99/33763).
Andre systemer (sement av Portland-type, aluminat eller masovnslagg) kan også benyttes, og disse er beskrevet f.eks. av BJ Services som "lagringsdyktige sementsystemer", hvilke er beskrevet i WO 95/19942 og WO/27122, som typisk også aktiveres (dvs. induseres til å herde) ved tilførsel av en kjemisk aktivator.
Tokomponent-harpikssystemer er også anvendbare, slik som de delvis mettede polyestere (f.eks. hensiktsmessige vinylestere), diallylftalatestere (hensiktsmessige materialer omfatter dem betegnet DAP ("orto"-harpiks) og DAIP ("meta"harpiks), cyanatestere og eventuelt andre termoherdende estere, aminotypeformaldehyder (slik som ureumformaldehyd og melaminformaldehyd), og termoherdende polyimider (slik som bismaleimider) og epoksyharpikser. Typisk vil rørene 4 inneholde aktiveringsmidlet (tverrbinder), mens kompletteringsfluidet som fyller ringrommet 6 mellom metallrøret 1 og borehullsveggen 3 vil inneholde den andre reaktant i tokomponentsystemet.
Alternativt kan ringrommet 6 mellom metallrøret 1 og borehullsveggen 3 omfatte et in-situ vulkaniserbart tokomponents siloksan- og fluorsiloksansystem, eksempelvis slik som produktet DC-4230 markedsført av Dow Corning Company, Midland, USA, som typisk kan fremstilles for å reagere ved tilsats av en katalysator (f.eks. platinavinylsiloksan) for å bringe indusere en latent elastomer som er til stede i brønnen, til å herde til en fast gummitetningsmasse.
De ovennevnte kjemiske systemer er gitt som eksempler på kombinasjonen av mekaniske tetningsoperasjoner og kjemiske størkneprosesser. Som sådan vil hydraulisk latente borefluider eller kompletteringsfluider omdannes til faste, gasstettende barrierer. Disse barrierer er et resultat av den mekaniske rørekspansjonsprosess som får en aktivator til å bli spredd fra aksielle eller radielle beholdere innbefattet i elastomerpakningselementene og derfor er direkte knyttet til den mekaniske rørekspansjonsfremgangsmåte.
Med henvisning til fig. 2 vises et ekspanderbart rør 10 hvor den øvre del 10A er uekspandert og den nedre del 10B er blitt ekspandert.
Den øvre rørdel 10A er omgitt av et elastomert termoherdende eller termoplastisk pakningselement 1 IA hvor en rekke aksielt orienterte sprengbare beholdere 12A er innbefattet. Den nedre rørdel 10B er blitt ekspandert og er omgitt av et annet termoherdende eller termotermoplastisk pakningselement 1 IB hvor en rekke aksielt orienterte sprengbare beholdere 12B er innbefattede, hvilke er klemt flate som et resultat av ekspansjonsprosessen slik at en kjemisk aktivator 14 er blitt frigitt inn i rørformasjonsringrommet 13. Ringrommet 13 er fylt med en flytende sement eller en annen kjemisk sammensetning 15 som størkner som et resultat av reaksjonen med aktivatoren 14. Dersom reaksjonen er eksoterm og pakningselementet 1 IB omfatter et termoherdende materiale, vil pakningselementet 1 IB også størkne slik at det dannes en robust fluidtett pakning i rørformasjonsringrommet 13. Pakningen etableres kun etter ekspansjonen av røret 10 og krever ikke at rørinstallasjonen og ekspansjonsprosessen finner sted innen en forutbestemt tidsperiode slik tilfellet er når det benyttes konvensj onelle sementeringsprosedyrer.
Claims (26)
1. Fremgangsmåte for tetning av et ringrom (6) mellom to faste rør eller mellom et fast rør (1) og et borehull (3), omfattende anvendelse av et termoherdende eller termoplastisk materiale til å danne tetningen (2) mellom minst en del av den ytre overflate på det indre rør (1) og minst en del av den indre overflate på det andre rør eller borehullet (3), hvorved tetningen (2) dannes ved å ekspandere det indre rør (1),karakterisert vedat det indre rør (1) har et sirkulært tverrsnitt før ekspansjonen.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor tetningen (2) dannes ved å bringe et ekspanderbart rør (1), som minst delvis er belagt med en elastomer (2), inn i et borehull (3) etterfulgt av ekspansjon av røret (1).
3. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor tetningen (2) dannes ved å bringe et ekspanderbart rør (1), som minst delvis er belagt med en elastomer (2), inn i et annet rør etterfulgt av ekspansjon av det ekspanderbare rør (1).
4. Fremgangsmåte ifølge krav 2 eller 3, hvor det gjøres bruk av en elastomer som har en lukket celle struktur.
5. Fremgangsmåte ifølge ett eller flere av kravene 2 til 4, hvor det gjøres bruk av en elastomer som også inneholder ekspanderte, deformerbare (deformerbare) mikrobobler.
6. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor elastomertetningen dannes ved å bringe et ekspanderbart rør (1), som minst delvis er belagt med en termoplastisk elastomer (2), inn i borehullet (3) eller inn i et annet rør etterfulgt av ekspansjon av det ekspanderbare rør (1).
7. Fremgangsmåte ifølge krav 6, hvor minst en del av borehullet (3) eller det andre rør oppvarmes før og/eller under ekspansjon av røret (1).
8. Fremgangsmåte ifølge krav 7, hvor oppvarmingen utføres ved hjelp av en varme væske, en kjemisk reaksjon eller med elektrisitet.
9. Fremgangsmåte ifølge ett eller flere av kravene 6-8, hvor det gjøres bruk av en elastomer som også inneholder ekspanderte, deformerbare mikrobobler.
10. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor den elastomere tetning tilveiebringes ved å plassere en in situ vulkaniserende elastomer i borehullet eller i et annet rør, etterfulgt av ekspandering av det ekspanderbare rør (1).
11. Fremgangsmåte ifølge krav 10, hvor det benyttes en tokoponents elastomer som er vulkaniserbar ved romtemperatur, for å tilveiebringe tetningen.
12. Fremgangsmåte ifølge krav 10 eller 11, hvor herdingen av elastomeren utføres før rørekspansjonen.
13. Fremgangsmåte ifølge krav 10 eller 11, hvor herdingen av elastomeren fullføres etter rørekspansjonen.
14. Fremgangsmåte ifølge ett eller flere av kravene 10-13, hvor det gjøres bruk av en romtemperaturvulkaniserbar silikongummi.
15. Fremgangsmåte ifølge ett eller flere av kravene 10 til 14, hvor det gjøres bruk av en elastomer som også inneholder et kjemisk blåsemiddel og/eller ekspanderte deformerbare mikrobobler.
16. Fremgangsmåte ifølge ett eller flere av de foregående krav, hvor det gjøres bruk av kveilede rør.
17. Fremgangsmåte ifølge krav 16, hvor det gjøres bruk av minst ett partielt elastomerbelagt kveilet rør.
18. Fremgangsmåte ifølge krav 17, hvor elektriske kabler og/eller hydrauliske ledninger er til stede i elastomerbelegget.
19. Fremgangsmåte ifølge krav 1-18, hvor minst en del av det ekspanderbare rør (1) er omgitt av en hylse (lia) som omfatter et termoplastisk eller termoherdende materiale hvor det er innbefattet et antall sprengbare beholdere (12a) som omfatter en kjemisk aktivator som frigis inn i ringrommet (6) som omgir det ekspanderte rør (1), hvor aktivatoren reagerer med en sement eller en annen kjemisk sammensetning og/eller hylsen (lia) slik at den kjemiske sammensetningen og/eller hylsen størkner som en respons på rørekspansjonen.
20. Fremgangsmåte ifølge krav 19, hvor det gjøres bruk av en spindel med en avkuttet konisk, parabolisk eller elliptisk form.
21. Fremgangsmåte ifølge krav 19 eller 20, hvor det gjøres bruk av en oppvarmet spindel.
22. Fremgangsmåte ifølge krav 1-21, hvor tetningen er anordnet mellom rør eller mellom et rør (1) og et borehull (3) når avviket fra toleransen for røret, som gitt av produsenten, er minst 50 % av den gitte toleranse.
23. Fremgangsmåte ifølge krav 22, hvor avviket fra toleransen er minst 200 % av den gitte toleranse.
24. Fremgangsmåte ifølge krav 23, hvor avviket fra toleransen er minst 1000 % av den gitte toleranse.
25. Brønn,
karakterisert vedat den er utrustet med en innretning (14) for tetting rundt et rør i henhold til fremgangsmåten ifølge ett eller flere av de foregående krav, hvor røret tjener som et produksjonsrør hvorigjennom hydrokarbonfluid transporteres til overflaten og hvorigjennom eventuelt en service- og/eller drepeledning føres over minst en betydelig del av rørlengden, gjennom hvilken ledning fluid kan bli pumpet mot bunnen av borehullet mens hydrokarbonfluid produseres via det omgivende produksjonsrør.
26. Rør,
karakterisert vedat det er utrustet med et indre rør og en innretning (14) for tetting rundt det indre rør (1) og røret, i henhold til fremgangsmåten ifølge ett eller flere av kravene 1 til 24, hvor det indre rør er en transportinnretning for transporterbare fluider.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
EP99302800 | 1999-04-09 | ||
PCT/EP2000/003039 WO2000061914A1 (en) | 1999-04-09 | 2000-04-05 | Method for annular sealing |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20014902D0 NO20014902D0 (no) | 2001-10-08 |
NO20014902L NO20014902L (no) | 2001-12-05 |
NO331961B1 true NO331961B1 (no) | 2012-05-14 |
Family
ID=8241322
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20014902A NO331961B1 (no) | 1999-04-09 | 2001-10-08 | Fremgangsmate for ringromstetning, samt bronn og ror med slik tetning |
Country Status (17)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US6431282B1 (no) |
EP (1) | EP1169548B1 (no) |
CN (1) | CN1346422A (no) |
AU (1) | AU756966B2 (no) |
BR (1) | BR0009654A (no) |
CA (1) | CA2368885C (no) |
DE (1) | DE60013420T2 (no) |
DK (1) | DK1169548T3 (no) |
EA (1) | EA003240B1 (no) |
GC (1) | GC0000129A (no) |
ID (1) | ID30263A (no) |
MX (1) | MXPA01010126A (no) |
NO (1) | NO331961B1 (no) |
NZ (1) | NZ514561A (no) |
OA (1) | OA11859A (no) |
TR (1) | TR200102848T2 (no) |
WO (1) | WO2000061914A1 (no) |
Families Citing this family (138)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6857486B2 (en) | 2001-08-19 | 2005-02-22 | Smart Drilling And Completion, Inc. | High power umbilicals for subterranean electric drilling machines and remotely operated vehicles |
US6135208A (en) | 1998-05-28 | 2000-10-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Expandable wellbore junction |
US9586699B1 (en) | 1999-08-16 | 2017-03-07 | Smart Drilling And Completion, Inc. | Methods and apparatus for monitoring and fixing holes in composite aircraft |
GB9920936D0 (en) * | 1999-09-06 | 1999-11-10 | E2 Tech Ltd | Apparatus for and a method of anchoring an expandable conduit |
US6828531B2 (en) * | 2000-03-30 | 2004-12-07 | Homer L. Spencer | Oil and gas well alloy squeezing method and apparatus |
US6384389B1 (en) * | 2000-03-30 | 2002-05-07 | Tesla Industries Inc. | Eutectic metal sealing method and apparatus for oil and gas wells |
AU7567201A (en) | 2000-05-22 | 2001-12-03 | Shell Int Research | Method for plugging a well with a resin |
US7455104B2 (en) * | 2000-06-01 | 2008-11-25 | Schlumberger Technology Corporation | Expandable elements |
GB0016595D0 (en) * | 2000-07-07 | 2000-08-23 | Moyes Peter B | Deformable member |
WO2002059452A1 (en) * | 2001-01-26 | 2002-08-01 | E2 Tech Limited | Device and method to seal boreholes |
GB0109993D0 (en) * | 2001-04-24 | 2001-06-13 | E Tech Ltd | Method |
MY130896A (en) * | 2001-06-05 | 2007-07-31 | Shell Int Research | In-situ casting of well equipment |
MY135121A (en) | 2001-07-18 | 2008-02-29 | Shell Int Research | Wellbore system with annular seal member |
US9625361B1 (en) | 2001-08-19 | 2017-04-18 | Smart Drilling And Completion, Inc. | Methods and apparatus to prevent failures of fiber-reinforced composite materials under compressive stresses caused by fluids and gases invading microfractures in the materials |
US8515677B1 (en) | 2002-08-15 | 2013-08-20 | Smart Drilling And Completion, Inc. | Methods and apparatus to prevent failures of fiber-reinforced composite materials under compressive stresses caused by fluids and gases invading microfractures in the materials |
US6691789B2 (en) | 2001-09-10 | 2004-02-17 | Weatherford/Lamb, Inc. | Expandable hanger and packer |
US6688399B2 (en) * | 2001-09-10 | 2004-02-10 | Weatherford/Lamb, Inc. | Expandable hanger and packer |
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 |
US6722451B2 (en) * | 2001-12-10 | 2004-04-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Casing while drilling |
GB0130849D0 (en) * | 2001-12-22 | 2002-02-06 | Weatherford Lamb | Bore liner |
GB0131019D0 (en) * | 2001-12-27 | 2002-02-13 | Weatherford Lamb | Bore isolation |
GB2420361A (en) * | 2002-02-27 | 2006-05-24 | Canitron Systems Inc | Apparatus, casing and method for heating a material used for sealing faults within cement used for sealing an oil or gas well |
US6722433B2 (en) * | 2002-06-21 | 2004-04-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of sealing expandable pipe in well bores and sealing compositions |
EA008130B1 (ru) * | 2002-08-23 | 2007-04-27 | Бейкер Хьюз Инкорпорейтед | Способ заканчивания скважины (варианты) с применением скважинного фильтра, автоматически принимающего форму ствола скважины, и способ изготовления скважинного фильтра |
US7644773B2 (en) * | 2002-08-23 | 2010-01-12 | Baker Hughes Incorporated | Self-conforming screen |
US6935432B2 (en) * | 2002-09-20 | 2005-08-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for forming an annular barrier in a wellbore |
US6854522B2 (en) * | 2002-09-23 | 2005-02-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Annular isolators for expandable tubulars in wellbores |
US7104317B2 (en) | 2002-12-04 | 2006-09-12 | Baker Hughes Incorporated | Expandable composition tubulars |
AU2003297615B2 (en) * | 2002-12-04 | 2008-09-25 | Baker Hughes Incorporated | Expandable composite tubulars |
US6907937B2 (en) * | 2002-12-23 | 2005-06-21 | Weatherford/Lamb, Inc. | Expandable sealing apparatus |
NO319620B1 (no) * | 2003-02-17 | 2005-09-05 | Rune Freyer | Anordning og fremgangsmåte for valgbart å kunne stenge av et parti av en brønn |
US7866394B2 (en) | 2003-02-27 | 2011-01-11 | Halliburton Energy Services Inc. | Compositions and methods of cementing in subterranean formations using a swelling agent to inhibit the influx of water into a cement slurry |
WO2004079150A2 (en) * | 2003-03-05 | 2004-09-16 | Weatherford/Lamb, Inc. | Full bore lined wellbores |
GB0412131D0 (en) * | 2004-05-29 | 2004-06-30 | Weatherford Lamb | Coupling and seating tubulars in a bore |
US7077214B2 (en) * | 2003-05-30 | 2006-07-18 | Baker Hughes Incorporated | Expansion set packer with bias assist |
US7048048B2 (en) * | 2003-06-26 | 2006-05-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Expandable sand control screen and method for use of same |
GB0318181D0 (en) * | 2003-08-02 | 2003-09-03 | Weatherford Lamb | Seal arrangement |
US20070149076A1 (en) * | 2003-09-11 | 2007-06-28 | Dynatex | Cut-resistant composite |
US7243732B2 (en) * | 2003-09-26 | 2007-07-17 | Baker Hughes Incorporated | Zonal isolation using elastic memory foam |
MY137430A (en) * | 2003-10-01 | 2009-01-30 | Shell Int Research | Expandable wellbore assembly |
CN1902375B (zh) * | 2003-11-25 | 2011-07-06 | 贝克休斯公司 | 井眼可膨胀式封隔器 |
US6981491B2 (en) * | 2004-01-30 | 2006-01-03 | Siemens Vdo Automotive Corporation | Coupling valve structure for fuel supply module |
BRPI0418531A (pt) * | 2004-02-13 | 2007-05-15 | Halliburton Energy Serv Inc | aparelho e método para formar uma barreira anular entre a tubulação e um furo de sondagem, e, aparelho para um isolador anular entre tubulação e um furo de sondagem |
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 |
NO325434B1 (no) * | 2004-05-25 | 2008-05-05 | Easy Well Solutions As | Fremgangsmate og anordning for a ekspandere et legeme under overtrykk |
US7252147B2 (en) * | 2004-07-22 | 2007-08-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cementing methods and systems for initiating fluid flow with reduced pumping pressure |
US7290612B2 (en) * | 2004-12-16 | 2007-11-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and method for reverse circulation cementing a casing in an open-hole wellbore |
US7290611B2 (en) * | 2004-07-22 | 2007-11-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems for cementing wells that lack surface casing |
US20060042801A1 (en) * | 2004-08-24 | 2006-03-02 | Hackworth Matthew R | Isolation device and method |
US7322412B2 (en) * | 2004-08-30 | 2008-01-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Casing shoes and methods of reverse-circulation cementing of casing |
US7409990B1 (en) * | 2004-09-09 | 2008-08-12 | Burts Jr Boyce D | Downhole mixing of encapsulated plug components for abandoning a well |
US7469750B2 (en) * | 2004-09-20 | 2008-12-30 | Owen Oil Tools Lp | Expandable seal |
US7690429B2 (en) | 2004-10-21 | 2010-04-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using a swelling agent in a wellbore |
US7303008B2 (en) * | 2004-10-26 | 2007-12-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems for reverse-circulation cementing in subterranean formations |
US7284608B2 (en) * | 2004-10-26 | 2007-10-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Casing strings and methods of using such strings in subterranean cementing operations |
US7303014B2 (en) * | 2004-10-26 | 2007-12-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Casing strings and methods of using such strings in subterranean cementing operations |
GB2419902B (en) * | 2004-11-09 | 2008-02-13 | Schlumberger Holdings | Method of cementing expandable tubulars |
US7270183B2 (en) | 2004-11-16 | 2007-09-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cementing methods using compressible cement compositions |
CN101111661A (zh) * | 2005-01-31 | 2008-01-23 | 国际壳牌研究有限公司 | 在井眼中安装可膨胀的管状件的方法 |
NO325306B1 (no) * | 2005-03-14 | 2008-03-25 | Triangle Tech As | Fremgangsmåte og anordning for in situ dannelse av en tetning i et ringrom i en brønn |
US7891424B2 (en) * | 2005-03-25 | 2011-02-22 | Halliburton Energy Services Inc. | Methods of delivering material downhole |
NO327157B1 (no) * | 2005-05-09 | 2009-05-04 | Easy Well Solutions As | Forankringsanordning for en ringromspakning med et forste andre endeomradet og anbrakt pa et rorformet element |
US7870903B2 (en) | 2005-07-13 | 2011-01-18 | Halliburton Energy Services Inc. | Inverse emulsion polymers as lost circulation material |
CN101238272B (zh) * | 2005-07-22 | 2013-11-13 | 国际壳牌研究有限公司 | 形成井下环形阻挡层的装置和方法 |
CA2555563C (en) * | 2005-08-05 | 2009-03-31 | Weatherford/Lamb, Inc. | Apparatus and methods for creation of down hole annular barrier |
US7357181B2 (en) * | 2005-09-20 | 2008-04-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus for autofill deactivation of float equipment and method of reverse cementing |
US20070089678A1 (en) * | 2005-10-21 | 2007-04-26 | Petstages, Inc. | Pet feeding apparatus having adjustable elevation |
US7392840B2 (en) * | 2005-12-20 | 2008-07-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and means to seal the casing-by-casing annulus at the surface for reverse circulation cement jobs |
JP4410195B2 (ja) * | 2006-01-06 | 2010-02-03 | 株式会社東芝 | 半導体装置及びその製造方法 |
US7708068B2 (en) * | 2006-04-20 | 2010-05-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Gravel packing screen with inflow control device and bypass |
US8453746B2 (en) * | 2006-04-20 | 2013-06-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well tools with actuators utilizing swellable materials |
US7469743B2 (en) * | 2006-04-24 | 2008-12-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Inflow control devices for sand control screens |
US7802621B2 (en) | 2006-04-24 | 2010-09-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Inflow control devices for sand control screens |
US20070254971A1 (en) * | 2006-05-01 | 2007-11-01 | Synco De Vogel | Foamable thermoplastic vulcanizate blends, methods, and articles thereof |
US7516791B2 (en) * | 2006-05-26 | 2009-04-14 | Owen Oil Tools, Lp | Configurable wellbore zone isolation system and related systems |
US7478676B2 (en) * | 2006-06-09 | 2009-01-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and devices for treating multiple-interval well bores |
US7575062B2 (en) | 2006-06-09 | 2009-08-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and devices for treating multiple-interval well bores |
US7717180B2 (en) * | 2006-06-29 | 2010-05-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Swellable elastomers and associated methods |
US20080041582A1 (en) * | 2006-08-21 | 2008-02-21 | Geirmund Saetre | Apparatus for controlling the inflow of production fluids from a subterranean well |
US20080041588A1 (en) * | 2006-08-21 | 2008-02-21 | Richards William M | Inflow Control Device with Fluid Loss and Gas Production Controls |
US20080041580A1 (en) * | 2006-08-21 | 2008-02-21 | Rune Freyer | Autonomous inflow restrictors for use in a subterranean well |
CA2662100A1 (en) * | 2006-09-14 | 2008-03-20 | Shell Canada Limited | Method of expanding a tubular element |
US7597146B2 (en) * | 2006-10-06 | 2009-10-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and apparatus for completion of well bores |
US20080099201A1 (en) * | 2006-10-31 | 2008-05-01 | Sponchia Barton F | Contaminant excluding junction and method |
US7712541B2 (en) * | 2006-11-01 | 2010-05-11 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for protecting downhole components during deployment and wellbore conditioning |
US7533728B2 (en) | 2007-01-04 | 2009-05-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Ball operated back pressure valve |
BRPI0721215B1 (pt) | 2007-02-06 | 2018-05-08 | Halliburton Energy Services Inc | unidade de obturador, e, método para construir uma unidade de obturador |
US20080196889A1 (en) * | 2007-02-15 | 2008-08-21 | Daniel Bour | Reverse Circulation Cementing Valve |
US7614451B2 (en) | 2007-02-16 | 2009-11-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for constructing and treating subterranean formations |
ATE474031T1 (de) * | 2007-04-06 | 2010-07-15 | Schlumberger Services Petrol | Verfahren und zusammensetzung zur zonenisolierung eines bohrlochs |
US8561709B2 (en) * | 2007-04-12 | 2013-10-22 | Baker Hughes Incorporated | Liner top packer seal assembly and method |
US7735562B2 (en) * | 2007-04-12 | 2010-06-15 | Baker Hughes Incorporated | Tieback seal system and method |
US20080283238A1 (en) * | 2007-05-16 | 2008-11-20 | William Mark Richards | Apparatus for autonomously controlling the inflow of production fluids from a subterranean well |
US7654324B2 (en) * | 2007-07-16 | 2010-02-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Reverse-circulation cementing of surface casing |
US9004155B2 (en) * | 2007-09-06 | 2015-04-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Passive completion optimization with fluid loss control |
US20090107676A1 (en) * | 2007-10-26 | 2009-04-30 | Saunders James P | Methods of Cementing in Subterranean Formations |
US20090176667A1 (en) * | 2008-01-03 | 2009-07-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Expandable particulates and methods of their use in subterranean formations |
US7708073B2 (en) * | 2008-03-05 | 2010-05-04 | Baker Hughes Incorporated | Heat generator for screen deployment |
US20100307770A1 (en) * | 2009-06-09 | 2010-12-09 | Baker Hughes Incorporated | Contaminant excluding junction and method |
US8807216B2 (en) | 2009-06-15 | 2014-08-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions comprising particulate foamed elastomers and associated methods |
US9109423B2 (en) | 2009-08-18 | 2015-08-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus for autonomous downhole fluid selection with pathway dependent resistance system |
US8162054B2 (en) * | 2009-08-24 | 2012-04-24 | Halliburton Energy Services Inc. | Methods and apparatuses for releasing a chemical into a well bore upon command |
US8136594B2 (en) * | 2009-08-24 | 2012-03-20 | Halliburton Energy Services Inc. | Methods and apparatuses for releasing a chemical into a well bore upon command |
CA2771629C (en) * | 2009-08-24 | 2014-04-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and apparatus for releasing a chemical into a well bore upon command |
US20110056706A1 (en) * | 2009-09-10 | 2011-03-10 | Tam International, Inc. | Longitudinally split swellable packer and method |
US8291976B2 (en) * | 2009-12-10 | 2012-10-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fluid flow control device |
EP2404975A1 (en) | 2010-04-20 | 2012-01-11 | Services Pétroliers Schlumberger | Composition for well cementing comprising a compounded elastomer swelling additive |
EP2381065B1 (en) | 2010-04-20 | 2016-11-16 | Services Pétroliers Schlumberger | System and method for improving zonal isolation in a well |
US8708050B2 (en) | 2010-04-29 | 2014-04-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for controlling fluid flow using movable flow diverter assembly |
US8307889B2 (en) | 2010-05-13 | 2012-11-13 | Randy Lewkoski | Assembly for controlling annuli between tubulars |
WO2012138681A2 (en) | 2011-04-08 | 2012-10-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for controlling fluid flow in an autonomous valve using a sticky switch |
CN103890312B (zh) | 2011-10-31 | 2016-10-19 | 哈里伯顿能源服务公司 | 具有往复式阀门以用于井下流体选择的自主流体控制装置 |
AU2011380525B2 (en) | 2011-10-31 | 2015-11-19 | Halliburton Energy Services, Inc | Autonomus fluid control device having a movable valve plate for downhole fluid selection |
US20140060836A1 (en) * | 2012-09-03 | 2014-03-06 | Fatma Daou | Methods for Maintaining Zonal Isolation in A Subterranean Well |
FR2996246B1 (fr) * | 2012-10-02 | 2015-03-13 | Saltel Ind | Element tubulaire a levres d'etancheite inclinees et procede pour l'appliquer contre la paroi d'un puits |
US9404349B2 (en) | 2012-10-22 | 2016-08-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Autonomous fluid control system having a fluid diode |
US9695654B2 (en) | 2012-12-03 | 2017-07-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellhead flowback control system and method |
US9127526B2 (en) | 2012-12-03 | 2015-09-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fast pressure protection system and method |
CA2828855C (en) | 2013-09-27 | 2020-06-09 | G.B.D. Corp. | Method and apparatus for connecting pipes |
CA2829075C (en) | 2013-09-27 | 2020-09-01 | G.B.D. Corp. | Pipe joining material for connecting pipes |
CA2829002C (en) | 2013-09-27 | 2020-06-09 | G.B.D. Corp. | Pipe cutting tool and methods for use |
CA2829041C (en) | 2013-09-27 | 2020-06-09 | G.B.D. Corp. | Pipe sealing tool and methods for use |
AU2013404088B2 (en) | 2013-10-28 | 2016-09-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole communication between wellbores utilizing swellable materials |
BR112016029819B1 (pt) | 2014-06-25 | 2022-05-31 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Sistema e método para criar uma conexão tubular de vedação em um furo de poço |
US10036235B2 (en) | 2014-06-25 | 2018-07-31 | Shell Oil Company | Assembly and method for expanding a tubular element |
AU2015303312B2 (en) | 2014-08-13 | 2017-09-07 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Assembly and method for creating an expanded tubular element in a borehole |
CA2863272C (en) | 2014-09-12 | 2016-10-18 | G.B.D. Corp. | Method of joining pipes and fittings |
CA2888402C (en) | 2015-04-16 | 2017-10-31 | G.B.D. Corp. | Method of joining pipes and fittings with mechanical restraint members |
US11215029B2 (en) | 2018-02-23 | 2022-01-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cemented barrier valve protection |
US10851612B2 (en) * | 2018-09-04 | 2020-12-01 | Saudi Arabian Oil Company | Wellbore zonal isolation |
CN110779856B (zh) * | 2019-11-20 | 2022-05-20 | 中国核动力研究设计院 | 一种用于铅铋合金熔体腐蚀试验的试样安装装置及方法 |
CN111549976A (zh) * | 2020-05-19 | 2020-08-18 | 常虹 | 一种新型预制混凝土框架柱及安装方法 |
US11460330B2 (en) | 2020-07-06 | 2022-10-04 | Saudi Arabian Oil Company | Reducing noise in a vortex flow meter |
CN111794711B (zh) * | 2020-08-03 | 2023-08-08 | 河南理工大学 | 一种瓦斯抽采钻孔高压循环注浆封孔装置及其使用方法 |
CN112324476B (zh) * | 2020-10-16 | 2021-08-03 | 中铁十四局集团有限公司 | 可多次熔融注胶止水密封垫、管片、管片环及施工方法 |
US11911790B2 (en) | 2022-02-25 | 2024-02-27 | Saudi Arabian Oil Company | Applying corrosion inhibitor within tubulars |
Family Cites Families (31)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3126959A (en) * | 1964-03-31 | Borehole casing | ||
US2294294A (en) * | 1937-09-27 | 1942-08-25 | Dow Chemical Co | Treatment of wells |
US2248028A (en) * | 1938-06-09 | 1941-07-01 | Dow Chemical Co | Treatment of wells |
US3134442A (en) * | 1958-10-27 | 1964-05-26 | Pan American Petroleum Corp | Apparatus for lining wells |
US3191680A (en) * | 1962-03-14 | 1965-06-29 | Pan American Petroleum Corp | Method of setting metallic liners in wells |
US3297092A (en) | 1964-07-15 | 1967-01-10 | Pan American Petroleum Corp | Casing patch |
US3363301A (en) * | 1964-12-10 | 1968-01-16 | Delaruelle Jacques | Method of filling or sealing joints between pipe sections |
US3489220A (en) * | 1968-08-02 | 1970-01-13 | J C Kinley | Method and apparatus for repairing pipe in wells |
US3782466A (en) * | 1972-07-19 | 1974-01-01 | Shell Oil Co | Bonding casing with syntactic epoxy resin |
CA2083156C (fr) * | 1990-05-18 | 1996-03-19 | Philippe Nobileau | Preforme dispositif et procedes pour tuber et/ou chemiser un volume cylindrique |
MY108743A (en) | 1992-06-09 | 1996-11-30 | Shell Int Research | Method of greating a wellbore in an underground formation |
US5343951A (en) | 1992-10-22 | 1994-09-06 | Shell Oil Company | Drilling and cementing slim hole wells |
MY112090A (en) | 1992-10-22 | 2001-04-30 | Shell Int Research | Method for drilling and cementing a well |
US5351759A (en) | 1992-10-22 | 1994-10-04 | Shell Oil Company | Slag-cement displacement by direct fluid contact |
US5330006A (en) | 1992-10-22 | 1994-07-19 | Shell Oil Company | Oil mud displacement with blast furnace slag/surfactant |
FR2703102B1 (fr) * | 1993-03-25 | 1999-04-23 | Drillflex | Procédé de cimentation d'un tubage déformable à l'intérieur d'un puits de forage ou d'une canalisation. |
US5447197A (en) | 1994-01-25 | 1995-09-05 | Bj Services Company | Storable liquid cementitious slurries for cementing oil and gas wells |
US5421409A (en) | 1994-03-30 | 1995-06-06 | Bj Services Company | Slag-based well cementing compositions and methods |
MY121223A (en) * | 1995-01-16 | 2006-01-28 | Shell Int Research | Method of creating a casing in a borehole |
FR2735523B1 (fr) * | 1995-06-13 | 1997-07-25 | Inst Francais Du Petrole | Methode et dispositif de tubage de puits avec un tube en composite |
NZ312602A (en) | 1995-07-11 | 2000-02-28 | Advanced Charger Technology In | Control and termination of a battery charging process |
FR2737534B1 (fr) | 1995-08-04 | 1997-10-24 | Drillflex | Dispositif de chemisage d'une bifurcation d'un puits, notamment de forage petrolier, ou d'une canalisation, et procede de mise en oeuvre de ce dispositif |
UA67719C2 (en) | 1995-11-08 | 2004-07-15 | Shell Int Research | Deformable well filter and method for its installation |
MY116920A (en) | 1996-07-01 | 2004-04-30 | Shell Int Research | Expansion of tubings |
US5794702A (en) * | 1996-08-16 | 1998-08-18 | Nobileau; Philippe C. | Method for casing a wellbore |
US5833001A (en) * | 1996-12-13 | 1998-11-10 | Schlumberger Technology Corporation | Sealing well casings |
GB9714651D0 (en) | 1997-07-12 | 1997-09-17 | Petroline Wellsystems Ltd | Downhole tubing |
MY122241A (en) | 1997-08-01 | 2006-04-29 | Shell Int Research | Creating zonal isolation between the interior and exterior of a well system |
US5873413A (en) * | 1997-08-18 | 1999-02-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of modifying subterranean strata properties |
FR2770517B1 (fr) | 1997-11-03 | 1999-12-03 | Bouygues Sa | Laitier de cimentation d'un puits, notamment d'un puits petrolier |
FR2772743B1 (fr) | 1997-12-24 | 2000-02-04 | Schlumberger Cie Dowell | Controle de la prise de ciments alumineux par utilisation de retardateurs de prise actifs a temperatures elevees |
-
2000
- 2000-04-05 CN CN00806079.7A patent/CN1346422A/zh active Pending
- 2000-04-05 TR TR2001/02848T patent/TR200102848T2/xx unknown
- 2000-04-05 OA OA1200100255A patent/OA11859A/en unknown
- 2000-04-05 MX MXPA01010126A patent/MXPA01010126A/es active IP Right Grant
- 2000-04-05 WO PCT/EP2000/003039 patent/WO2000061914A1/en active IP Right Grant
- 2000-04-05 DE DE2000613420 patent/DE60013420T2/de not_active Expired - Lifetime
- 2000-04-05 EP EP00926815A patent/EP1169548B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2000-04-05 AU AU45436/00A patent/AU756966B2/en not_active Expired
- 2000-04-05 ID IDW00200102156A patent/ID30263A/id unknown
- 2000-04-05 DK DK00926815T patent/DK1169548T3/da active
- 2000-04-05 EA EA200101060A patent/EA003240B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2000-04-05 BR BR0009654-7A patent/BR0009654A/pt not_active IP Right Cessation
- 2000-04-05 CA CA002368885A patent/CA2368885C/en not_active Expired - Lifetime
- 2000-04-05 US US09/543,065 patent/US6431282B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2000-04-05 NZ NZ514561A patent/NZ514561A/en not_active IP Right Cessation
- 2000-04-09 GC GCP2000605 patent/GC0000129A/xx active
-
2001
- 2001-10-08 NO NO20014902A patent/NO331961B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
AU756966B2 (en) | 2003-01-30 |
EA200101060A1 (ru) | 2002-02-28 |
ID30263A (id) | 2001-11-15 |
OA11859A (en) | 2006-03-02 |
WO2000061914A1 (en) | 2000-10-19 |
DE60013420D1 (de) | 2004-10-07 |
CN1346422A (zh) | 2002-04-24 |
MXPA01010126A (es) | 2002-04-24 |
EP1169548B1 (en) | 2004-09-01 |
US6431282B1 (en) | 2002-08-13 |
CA2368885A1 (en) | 2000-10-19 |
BR0009654A (pt) | 2002-01-08 |
GC0000129A (en) | 2005-06-29 |
CA2368885C (en) | 2008-09-23 |
DK1169548T3 (da) | 2005-01-17 |
NO20014902L (no) | 2001-12-05 |
EA003240B1 (ru) | 2003-02-27 |
NO20014902D0 (no) | 2001-10-08 |
DE60013420T2 (de) | 2005-01-13 |
EP1169548A1 (en) | 2002-01-09 |
NZ514561A (en) | 2003-08-29 |
TR200102848T2 (tr) | 2002-01-21 |
AU4543600A (en) | 2000-11-14 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO331961B1 (no) | Fremgangsmate for ringromstetning, samt bronn og ror med slik tetning | |
US20230203916A1 (en) | In situ expandable tubulars | |
US9796877B2 (en) | Coating composition and method | |
US11585188B2 (en) | In situ expandable tubulars | |
US20080066926A1 (en) | Protective sleeve for threaded connections for expandable liner hanger | |
US20040244968A1 (en) | Expanding a tubular member | |
CA2992093C (en) | Expandable liner | |
US20030107217A1 (en) | Sealant for expandable connection | |
NO324297B1 (no) | Fremgangsmate for a tette en borebronn | |
MX2009002654A (es) | Construccion de obturador hinchable. | |
WO2018102196A1 (en) | In situ expandable tubulars | |
WO2009015725A1 (en) | Self-repairing isolation systems | |
CN110295869B (zh) | 一种用于重复压裂的膨胀衬管和重复压裂方法 | |
CN107816331A (zh) | 环形阻挡装置 | |
US9752420B2 (en) | Method of lining an oil well pipe in situ | |
CN105443064A (zh) | 一种井下可控式自膨胀套管补贴管 | |
CN107387013B (zh) | 一种多环金属骨架密封锚定构件、补贴管构件及安装装置 | |
Rahman et al. | Longitudinal mechanics of buried thermoplastic pipe: Analysis of PVC pipes of various joint types | |
Guan et al. | Well Cementing and Completion | |
CN108643857A (zh) | 表层套管固井工艺 | |
CN106522854A (zh) | 一种热补偿石油管道管接箍结构 | |
CN104565533A (zh) | 非开挖顶管 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MK1K | Patent expired |