NO345309B1

NO345309B1 - Plug and drop system

Info

Publication number: NO345309B1
Application number: NO20140756A
Authority: NO
Inventors: Terje Abrahamsen; Rune Hobberstad
Original assignee: Halliburton Energy Services Inc
Priority date: 2011-12-19
Filing date: 2014-06-17
Publication date: 2020-12-07
Also published as: CA2859375A1; WO2013096127A3; BR112014014744A8; NO20140756A1; WO2013096127A2; MX2014007335A; BR112014014744A2; AU2012355515A1; US20130153219A1

Description

PLUGG- OG OPPGIVELSESSYSTEM PLUG AND QUIT SYSTEM

BAKGRUNN BACKGROUND

Foreliggende redegjørelse omhandler generelt brønnboringsoperasjoner og, mer spesielt, et plugg- og oppgivelsessystem. The present disclosure deals generally with well drilling operations and, more specifically, with a plug and abandonment system.

Åpent hull plugg og oppgivelsessementplugger krever et pålitelig fundament for å oppnå pålitelig separasjon av fluider. Konvensjonelle produkter kan bare separere fluidene og trenger ikke være i stand til å holde noe differensialtrykk som kan forekomme på grunn av tap og vektendringer. For horisontale brønner, er tilstrekkeligheten av konvensjonelle produkter spesielt diskutabel. Open hole plug and abandonment cement plugs require a reliable foundation to achieve reliable separation of fluids. Conventional products can only separate the fluids and may not be able to hold any differential pressure that may occur due to losses and weight changes. For horizontal wells, the adequacy of conventional products is particularly debatable.

Brønnintegritet har blitt mer og mer fremhevet i industrien, og en pålitelig løsning for å overkomme problemet over er nødvendig. Det er et behov for å ha en pålitelig basis for plugg og oppgivelser i åpent hull og fôret hull som vil være i stand til å holde differensialtrykk og unngå tap til formasjonen, i tillegg til å være i stand til å separere fluider. Og, i tilfeller av brønner i nærheten, er det et behov for å sikre isolasjon av vanngjennombrudd på grunn av produksjon i nærheten. Well integrity has become more and more emphasized in the industry, and a reliable solution to overcome the problem above is needed. There is a need to have a reliable basis for plugging and abandonment in open hole and cased hole that will be able to hold differential pressure and avoid losses to the formation, as well as being able to separate fluids. And, in cases of nearby wells, there is a need to ensure isolation of water breakthroughs due to nearby production.

US2004/0159445 beskriver en anordning for å sikre et rørformet element innen et forlengingsrør eller brønnboring som har et forseglingsmiddel forbundet innen det rørformede elementet, og en trykkreguleringsanordning som kan opereres til å øke trykket innen det rørformede elementet. US5845711 beskriver en anordning og fremgangsmåte for å injisere kveilrør nedihulls. US6907937 beskriver en anordning for å forsegle en brønnboring. US2004/0159445 describes a device for securing a tubular element within an extension pipe or wellbore having a sealing means connected within the tubular element, and a pressure regulating device operable to increase the pressure within the tubular element. US5845711 describes a device and method for injecting coiled tubing downhole. US6907937 describes a device for sealing a wellbore.

OPPSUMMERING SUMMARY

Den foreliggende oppfinnelse tilveiebringer en plugg for å forsegle en brønnboring, karakterisert ved at pluggen omfatter: et rørformet element; et lag av komprimerbart materiale anbrakt rundt en andel av det rørformede elementet; et bevegelig element tilgrensende laget av komprimerbart materiale for å aksialt komprimere laget av komprimerbart materiale; og en hylse konfigurert for å opprettholde laget av komprimerbart materiale i en komprimert tilstand; hvori laget av komprimerbart materiale ekspanderer radialt når det blir komprimert aksialt; og hvori pluggen kan kobles selektivt av fra det rørformede elementet basert, minst delvis, på et trykk utøvet via det rørformede elementet. The present invention provides a plug for sealing a wellbore, characterized in that the plug comprises: a tubular element; a layer of compressible material disposed around a portion of the tubular member; a movable member adjacent the layer of compressible material to axially compress the layer of compressible material; and a sleeve configured to maintain the layer of compressible material in a compressed state; wherein the layer of compressible material expands radially when compressed axially; and wherein the plug can be selectively disconnected from the tubular member based, at least in part, on a pressure exerted via the tubular member.

Den foreliggende oppfinnelse tilveiebringer også et system for å sette en plugg i en brønnboring, karakterisert ved at systemet omfatter: et rørformet element; og en plugg ifølge den foreliggende oppfinnelse koblet til det rørformede elementet, hvori pluggen er konfigurert for å forsegle en brønnboring basert, minst delvis, på en fasong-forandring av pluggen, og hvori pluggen kan kobles selektivt av fra det rørformede elementet basert, minst delvis, på et trykk utøvet via det rørformede elementet. The present invention also provides a system for inserting a plug in a wellbore, characterized in that the system comprises: a tubular element; and a plug according to the present invention connected to the tubular member, wherein the plug is configured to seal a wellbore based, at least in part, on a shape change of the plug, and wherein the plug can be selectively disconnected from the tubular member based, at least in part , on a pressure exerted via the tubular element.

Den foreliggende oppfinnelse tilveiebringer også en fremgangsmåte for å sette en plugg innen en brønnboring, karakterisert ved at fremgangsmåten omfatter å: tilveiebringe en plugg ifølge den foreliggende oppfinnelse koblet til et rørformet element, hvori pluggen er konfigurert for å forsegle en brønnboring basert, minst delvis, på en fasong-forandring av pluggen, og hvori trinnet med å koble det rørformede elementet av fra pluggen er basert, minst delvis, på et trykk utøvet via det rørformede elementet; posisjonere pluggen innen brønnboringen; og indusere fasong-forandringen for å forsegle brønnboringen. The present invention also provides a method for placing a plug within a wellbore, characterized in that the method comprises: providing a plug according to the present invention connected to a tubular element, in which the plug is configured to seal a wellbore based, at least in part, on a reshaping of the plug, and wherein the step of disconnecting the tubular member from the plug is based, at least in part, on a pressure exerted via the tubular member; positioning the plug within the wellbore; and inducing the shape change to seal the wellbore.

Ytterligere utførelsesformer av pluggen, systemet og fremgangsmåten i henhold til den foreliggende oppfinnelse fremgår av de uselvstendie patentkrav. Further embodiments of the plug, the system and the method according to the present invention appear from the independent patent claims.

KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGENE BRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS

Noen spesifikke eksempelvise utførelsesformer av redegjørelsen kan bli forstått ved å referere, delvis, til den følgende beskrivelsen og de ledsagende tegningene. Some specific exemplary embodiments of the disclosure may be understood by referring, in part, to the following description and accompanying drawings.

Figur 1 illustrerer et plugg- og oppgivelsessystem, i samsvar med visse utførelsesformer av foreliggende redegjørelse. Figure 1 illustrates a plug and release system, in accordance with certain embodiments of the present disclosure.

Figurene 2A og 2B illustrerer en plugg av plugg- og oppgivelsessystemet i henholdsvis inaktiverte og aktiverte tilstander, i samsvar med visse utførelsesformer av foreliggende redegjørelse. Figures 2A and 2B illustrate a plug of the plug and release system in deactivated and activated states, respectively, in accordance with certain embodiments of the present disclosure.

Figur 3 illustrerer plugg- og oppgivelsessystemet i en aktivert tilstand, i samsvar med visse utførelsesformer av foreliggende redegjørelse. Figure 3 illustrates the plug and release system in an activated state, in accordance with certain embodiments of the present disclosure.

Figur 4 illustrerer plugg- og oppgivelsessystemet ved sementeringsstadiet, i samsvar med visse utførelsesformer av foreliggende redegjørelse. Figure 4 illustrates the plug and release system at the cementing stage, in accordance with certain embodiments of the present disclosure.

Figurene 5A og 5B illustrerer ett eksempelvis frigjøringsverktøy, i samsvar med visse utførelsesformer av foreliggende redegjørelse. Figures 5A and 5B illustrate an exemplary release tool, in accordance with certain embodiments of the present disclosure.

Selv om utførelsesformer av denne redegjørelsen har blitt avbildet og beskrevet og er definert ved referanse til eksempelvise utførelsesformer av redegjørelsen, vil slike referanser ikke medføre en begrensning av redegjørelsen, og ingen slik begrensning skal bli konkludert. Den viste gjenstanden er i stand til betydelig modifisering, endring og ekvivalenter i form og funksjon, som vil forekomme for de med kunnskap innen det relevante faget og som har fordelen av denne redegjørelsen. De avbildede og beskrevne utførelsesformene av denne redegjørelsen er bare eksempler, og ikke uttømmende for omfanget av redegjørelsen. Although embodiments of this disclosure have been depicted and described and are defined by reference to exemplary embodiments of the disclosure, such references shall not constitute a limitation of the disclosure, and no such limitation shall be inferred. The item shown is capable of considerable modification, alteration and equivalents in form and function, which will occur to those skilled in the relevant art who have the benefit of this disclosure. The depicted and described embodiments of this description are only examples, and not exhaustive of the scope of the description.

DETALJERT BESKRIVELSE AV REDEGJØRELSEN DETAILED DESCRIPTION OF THE EDITORIAL

Illustrerende utførelsesformer av foreliggende redegjørelse er beskrevet i detalj heri. I klarhetsinteresse, trenger ikke alle trekkene ved en faktisk implementering å være beskrevet i denne spesifikasjonen. Det vil selvsagt bli erkjent at i utviklingen av en hvilken som helst slik faktisk utførelsesform, må det gjøres tallrike implementeringsspesifikke avgjørelser for å oppnå de spesifikke implementeringsmålene, som vil variere fra én implementering til en annen. Det vil dessuten bli erkjent at en slik utviklingsinnsats kunne være kompleks og tidkrevende, men ville ikke desto mindre være et rutineforetakende for fagpersonene som har fordelen ved foreliggende redegjørelse. Illustrative embodiments of the present disclosure are described in detail herein. In the interest of clarity, not all features of an actual implementation need be described in this specification. It will of course be recognized that in the development of any such actual embodiment, numerous implementation-specific decisions must be made to achieve the specific implementation goals, which will vary from one implementation to another. It will also be recognized that such a development effort could be complex and time-consuming, but would nevertheless be a routine undertaking for the professionals who have the advantage of the present explanation.

For å fremme en bedre forståelse av foreliggende redegjørelse, er det gitt de følgende eksempler av visse utførelsesformer. Ikke på noen måte skulle de følgende eksempler leses for å begrense, eller definere, omfanget av redegjørelsen. Utførelsesformer av foreliggende redegjørelse kan gjelde for horisontale, vertikale, avbøyde, eller på annen måte ikke-lineære brønnboringer i en hvilken som helst type undergrunnsformasjon. Utførelsesformer kan gjelde for injeksjonsbrønner så vel som produksjonsbrønner, inkludert hydrokarbonbrønner. In order to promote a better understanding of the present disclosure, the following examples of certain embodiments are provided. In no way should the following examples be read to limit, or define, the scope of the statement. Embodiments of the present disclosure may apply to horizontal, vertical, deflected, or otherwise non-linear well bores in any type of subsurface formation. Embodiments may apply to injection wells as well as production wells, including hydrocarbon wells.

Visse utførelsesformer i henhold til foreliggende redegjørelse kan tilveiebringe et plugg- og oppgivelsessystem som kan sørge for pluggplassering, aktivering og frigivelse. Plugg- og oppgivelsessystemet kan tillate fluid-forbikobling og sirkulasjon i en inaktivert tilstand, og kan bli anvendt for å skape en falsk brønnbunn i en aktivert tilstand. Videre kan plugg- og oppgivelsessystemet bistå i setting av balanserte og kompetente sementplugger i løpet av avhjelpende og primære sementeringsoperasjoner og kan sørge for pålitelig første-forsøk pluggsetting. Certain embodiments according to the present disclosure may provide a plug and release system that may provide for plug placement, activation and release. The plug and release system can allow fluid bypass and circulation in an inactivated state, and can be used to create a false wellbore in an activated state. Furthermore, the plug and release system can assist in the setting of balanced and competent cement plugs during remedial and primary cementing operations and can provide reliable first-try plug setting.

Figur 1 illustrerer et plugg- og oppgivelsessystem 100 i samsvar med visse utførelsesformer av foreliggende redegjørelse. I det ikke-begrensende eksempelet vist, inkluderer plugg- og oppgivelsessystemet 100 et rørformet element 105, som kan inkludere eller være koblet til en arbeidsstreng. Arbeidsstrengen kan inkludere en serie av koblede rørformede elementer (ikke vist) koblet på en hvilken som helst konvensjonell måte. Ved hjelp av eksempel uten begrensning, kan tilgrensende rørformede elementer være forbundet på gjenget måte ved tilsvarende endedeler. En kontinuerlig boring kan være definert ved de rørformede elementene og det rørformede elementet 105, og kan strekke seg over lengden av arbeidsstrengen. Som vist, kan plugg- og oppgivelsessystemet 100 bli senket inn i et borehull 120, som kan være et åpent borehull eller et fôret borehull. Det rørformede elementet 105 kan være koblet til et frakoblings- og aktiveringsverktøy 110. I visse utførelsesformer, kan det rørformede elementet 105 omfatte et borerør. Figure 1 illustrates a plug and release system 100 in accordance with certain embodiments of the present disclosure. In the non-limiting example shown, the plug and release system 100 includes a tubular member 105, which may include or be connected to a working string. The working string may include a series of coupled tubular elements (not shown) connected in any conventional manner. By way of example without limitation, adjacent tubular elements may be connected in a threaded manner at corresponding end pieces. A continuous bore may be defined by the tubular members and the tubular member 105, and may extend the length of the working string. As shown, the plug and release system 100 may be sunk into a borehole 120, which may be an open borehole or a lined borehole. The tubular member 105 may be connected to a disconnection and activation tool 110. In certain embodiments, the tubular member 105 may comprise a drill pipe.

En plugg 115 kan være koblet til det rørformede elementet 105 via frakoblings- og aktiveringsverktøyet 110. Pluggen 115 kan bli senket til en hvilken som helst ønsket posisjon innen borehullet 120, inkludert en posisjon fra bunnen. Borehullet 120 kan inneholde fluid anbrakt rundt plugg- og oppgivelsessystemet 100. Som vist i Figur 1, med pluggen 115 i en inaktivert tilstand og som ikke forsegler borehullet 120, kan et ringrom 121 være definert mellom pluggen 115 og en overflate av borehullet 120. I denne inaktiverte tilstanden, kan plugg- og oppgivelsessystemet 100 sørge for fluid-forbikobling og sirkulasjon. A plug 115 may be connected to the tubular member 105 via the disconnection and activation tool 110. The plug 115 may be lowered to any desired position within the borehole 120, including a position from the bottom. The borehole 120 may contain fluid disposed around the plug and release system 100. As shown in Figure 1, with the plug 115 in an inactivated state and not sealing the borehole 120, an annulus 121 may be defined between the plug 115 and a surface of the borehole 120. In this inactivated state, the plug and release system 100 can provide fluid bypass and circulation.

Pluggen 115 kan være formet til å ha hvilke som helst egnede dimensjoner i den inaktiverte tilstand til å passe innen ulike borehull, avhengig av implementeringen. Imidlertid, med én gang den er aktivert, kan pluggen 115 ekspandere radialt for å fylle ringrommet 121. Spesielt, kan pluggen 115 være i stand til å bli komprimert longitudinalt (dvs. generelt langs en akse av pluggen 115) for å forandre fasong og ekspandere radialt inntil dens ytre overflate hovedsakelig på forseglende måte kontakter overflaten av borehullet 120. Det skulle erkjennes at pluggen 115 kan være dannet av forskjellige materialer, fasonger og størrelser. The plug 115 may be shaped to have any suitable dimensions in the inactivated state to fit within various boreholes, depending on the implementation. However, once activated, the plug 115 may expand radially to fill the annulus 121. In particular, the plug 115 may be capable of being compressed longitudinally (ie, generally along an axis of the plug 115) to change shape and expand radially until its outer surface substantially sealingly contacts the surface of borehole 120. It should be appreciated that plug 115 may be formed of various materials, shapes and sizes.

Figurene 2A og 2B viser en eksempelvis plugg 115 av plugg- og oppgivelsessystemet 100 i henholdsvis en inaktivert tilstand og i en aktivert tilstand, i samsvar med visse utførelsesformer av foreliggende redegjørelse. Pluggen 115 kan inkludere et rørformet element 106, som kan være et basisrør i visse utførelsesformer. Pluggen 115 kan inkludere ett eller flere lag 116. For eksempel uten begrensning, kan et indre lag 116A omgi eller delvis omgi det rørformede elementet 106. En hylse 116B kan omgi eller delvis omgi det indre laget 116A. Med én gang pluggen 115 har blitt aktivert, kan hylsen 116B forenkle opprettholdelsen av det ene eller de flere lagene 116 i den komprimerte tilstanden. Et ytre lag 116C kan omgi eller delvis omgi hylsen 116B. Det indre laget 116A og ytre laget 116C kan inkludere et elastomermateriale i visse utførelsesformer. Hylsen 116B kan inkludere stål i visse utførelsesformer. I andre ulike utførelsesformer, kan ett eller flere av det indre laget 116A, hylsen 116B og ytre laget 116C inkludere et hvilket som helst annet egnet materiale som sørger for en fasongforandring for pluggen 115 som fremlagt heri. Og i alternative utførelsesformer, kan alternativer til hylsen 116B (f.eks. en "løpebur"-lignende struktur, eller en hvilken som helst annen egnet struktur) bli anvendt for å forenkle fasong-forandringen for pluggen 115. Figures 2A and 2B show an exemplary plug 115 of the plug and release system 100 in an inactivated state and in an activated state, respectively, in accordance with certain embodiments of the present disclosure. Plug 115 may include a tubular member 106, which may be a base tube in certain embodiments. The plug 115 may include one or more layers 116. For example, without limitation, an inner layer 116A may surround or partially surround the tubular member 106. A sleeve 116B may surround or partially surround the inner layer 116A. Once the plug 115 has been activated, the sleeve 116B can facilitate the maintenance of the one or more layers 116 in the compressed state. An outer layer 116C may surround or partially surround the sleeve 116B. The inner layer 116A and outer layer 116C may include an elastomeric material in certain embodiments. Sleeve 116B may include steel in certain embodiments. In other various embodiments, one or more of the inner layer 116A, sleeve 116B, and outer layer 116C may include any other suitable material that provides a change in shape for the plug 115 as provided herein. And in alternative embodiments, alternatives to the sleeve 116B (eg, a "cage"-like structure, or any other suitable structure) may be used to facilitate the reshaping of the plug 115.

Pluggen 115 kan inkludere en ring 119A anbrakt rundt det rørformede elementet 106. En basis 119B kan være anbrakt generelt motsatt til ringen 119A, i forhold til det ene eller de flere lagene 116, ved en distal andel av pluggen 115. Ringen 119A kan å glidende måte kontakte det rørformede elementet 106 slik at, med en egnet kraft utøvet til ringen 119A, kan ringen 119A gli langs det rørformede elementet 106 og komprimere det ene eller de flere lagene 116 mot basisen 119B slik at det ene eller de flere lagene 116 ekspanderer radialt, som illustrert i Figur 2B. Ringen 119A og basisen 119B kan inkludere et hvilket som helst egnet materiale og kan ha en hvilken som helst egnet form som forenkler komprimering av det ene eller de flere lagene 116 når en egnet kraft utøves til ringen 119A. The plug 115 may include a ring 119A disposed around the tubular member 106. A base 119B may be disposed generally opposite the ring 119A, relative to the one or more layers 116, at a distal portion of the plug 115. The ring 119A may slide manner contacting the tubular member 106 so that, with a suitable force applied to the ring 119A, the ring 119A can slide along the tubular member 106 and compress the one or more layers 116 against the base 119B so that the one or more layers 116 expand radially , as illustrated in Figure 2B. The ring 119A and base 119B may include any suitable material and may have any suitable shape that facilitates compression of the one or more layers 116 when a suitable force is applied to the ring 119A.

Figur 3 illustrerer plugg- og oppgivelsessystemet 100 i den aktiverte tilstanden, i samsvar med visse utførelsesformer av foreliggende redegjørelse. Som vist, kan fasong-forandringen av pluggen 115 følgelig tilveiebringe en hydraulisk forsegling mot den indre diameteren av borehullet 120. På denne måten, kan pluggen 115 bli satt på anmodning. Figure 3 illustrates the plug and release system 100 in the activated state, in accordance with certain embodiments of the present disclosure. As shown, the reshaping of the plug 115 can therefore provide a hydraulic seal against the inner diameter of the borehole 120. In this way, the plug 115 can be set on demand.

Pluggen 115 kan bli tilvirket på en hvilken som helst egnet måte slik at den kan bli koblet til frakoblings- og aktiveringsverktøyet 110. Frakoblings- og aktiveringsverktøyet 110 kan inkludere et aktiveringssærpreg 111. Aktiveringssærpreget 111 kan inkludere en hvilken som helst egnet innretning for å fremføre en egnet kraft for å komprimere pluggen 115. I visse utførelsesformer, kan aktiveringssærpreget 111 sørge for at et trykk på innsiden av røret 105 blir overført, direkte eller indirekte, for å komprimere pluggen 115. I visse utførelsesformer, kan trykket bli overført, direkte eller indirekte, til ringen 119A av pluggen 115 i det ikke-begrensende eksempelet illustrert i figurene 2A og 2B. I visse utførelsesformer, kan aktiveringssærpreget 111 inkludere en aktiveringsball eller pil som kan bli sluppet innen det rørformede elementet 105 til aktiveringsverktøyet 110. Som sådan, kan aktiveringssærpreget 111 være et overflate-frigitt, ball-operert eller pil-operert, aktiveringsverktøy. Når aktiveringsballen eller pilen lander i frakoblings- og aktiveringsverktøyet 110, kan et trykk på innsiden av røret 105 bli overført, direkte eller indirekte, til komprimeringspluggen 115. The plug 115 may be manufactured in any suitable manner so that it may be connected to the disconnection and activation tool 110. The disconnection and activation tool 110 may include an activation feature 111. The activation feature 111 may include any suitable device for performing a suitable force to compress the plug 115. In certain embodiments, the actuation feature 111 may cause a pressure on the inside of the tube 105 to be transmitted, directly or indirectly, to compress the plug 115. In certain embodiments, the pressure may be transmitted, directly or indirectly , to the ring 119A of the plug 115 in the non-limiting example illustrated in Figures 2A and 2B. In certain embodiments, the activation feature 111 may include an activation ball or dart that may be released within the tubular member 105 of the activation tool 110. As such, the activation feature 111 may be a surface-released, ball-operated or arrow-operated, activation tool. When the activation ball or arrow lands in the disconnection and activation tool 110, a pressure on the inside of the tube 105 may be transmitted, directly or indirectly, to the compression plug 115.

Med pluggen 115 i den aktiverte tilstanden som vist i Figur 3, kan pluggen 115 bli koblet fra det rørformede elementet 105. Figur 4 illustrerer plugg- og oppgivelsessystemet 100 ved et sementeringsstadium med pluggen 115 koblet fra det rørformede elementet 105, i samsvar med visse utførelsesformene av foreliggende redegjørelse. Med pluggen 115 i den aktiverte tilstanden, kan det rørformede elementet 105 bli trukket en egnet avstand bort fra pluggen 115. Sement 130 kan bli befordret via det rørformede elementet 105 til en andel av brønnboringen over pluggen 115 etter at separasjonen av det rørformede elementet 105 fra pluggen 115 har forekommet. Sentraliseringsenheter (ikke vist) kan være nødvendig for å hjelpe til med å holde rørformet element 105 røret på plass ved dette stadiet. With the plug 115 in the activated state as shown in Figure 3, the plug 115 may be disconnected from the tubular member 105. Figure 4 illustrates the plug and release system 100 at a cementing stage with the plug 115 disconnected from the tubular member 105, in accordance with certain embodiments of the present account. With the plug 115 in the activated state, the tubular member 105 can be pulled a suitable distance away from the plug 115. Cement 130 can be conveyed via the tubular member 105 to a portion of the wellbore above the plug 115 after the separation of the tubular member 105 from plug 115 has occurred. Centralizing devices (not shown) may be required to assist in holding the tubular member 105 tube in place at this stage.

I ulike utførelsesformer, kan frakoblings- og aktiveringsverktøyet 110 være ett av mange typer; den spesielle typen kan avhenge av brønnvei, temperatur, størrelse, pris, etc. Et hvilket som helst egnet avslippingsverktøy kan bli anvendt. Frakoblings- og aktiveringsverktøyet 110 kan være en mekanisk operert frigivelsesanordning dannet av stål eller kompositt, for eksempel. Ved hjelp av ikke-begrensende eksempel, kan frakoblings- og aktiveringsverktøyet 110 være ball-operert eller pil-operert. En ball eller en pil kan bli sluppet inn i arbeidsstrengen og fortrengt til frakoblings- og aktiveringsverktøyet 110. Med egnet trykk utøvet fra baksiden for å fortrenge ballen eller pilen, kan frakoblings- og aktiveringsverktøyet 110 bli aktivert for å koble pluggen fra røret 105. I visse utførelsesformer, kan frakoblings- og aktiveringsverktøyet 110 være knyttet til pluggen 115 med en mekanisk låsende mekanisme. I ulike utførelsesformer, kan frakoblings- og aktiveringsverktøyet 110 være tilpasset til å enten bli hentet til overflaten med det rørformede elementet 105 eller å forbli med pluggen 115 nedihulls. Visse ikke-begrensende detaljer av eksempelvis verktøystruktur og drift er tilveiebrakt i U.S. Patent nr. In various embodiments, the disconnection and activation tool 110 may be one of many types; the particular type may depend on well path, temperature, size, cost, etc. Any suitable stripping tool may be used. The disconnection and activation tool 110 may be a mechanically operated release device formed of steel or composite, for example. By way of non-limiting example, the disengagement and activation tool 110 may be ball-operated or arrow-operated. A ball or dart may be dropped into the working string and displaced to the disconnection and activation tool 110. With suitable pressure applied from the rear to displace the ball or dart, the disconnection and activation tool 110 may be actuated to disconnect the plug from the tube 105. In In certain embodiments, the disconnection and activation tool 110 may be connected to the plug 115 with a mechanical locking mechanism. In various embodiments, the disconnection and activation tool 110 may be adapted to either be brought to the surface with the tubular member 105 or to remain with the plug 115 downhole. Certain non-limiting details of, for example, tool structure and operation are provided in U.S. Pat. Patent no.

6,772,835. 6,772,835.

Ved hjelp av eksempel uten begrensning, illustrerer figurene 5A og 5B ett frakoblings- og aktiveringsverktøy 110, i samsvar med visse utførelsesformer av foreliggende redegjørelse. Figur 5 A viser frakoblings- og aktiveringsverktøyet 110 i den tilkoblede tilstanden; og Figur 5B viser frakoblings- og aktiveringsverktøyet 110 i den frakoblede tilstanden. Frakoblings- og aktiveringsverktøyet 110 omfatter et øvre enhetselement 124 som kan være koblet til det rørformede elementet 105 og et nedre enhetselement 126 som kan være koblet til pluggen 115. De to enhetselementene er hurtig-koblet sammen, og det øvre elementet 124 definerer et sete for å motta et strømningsforhindringsverktøy. Strømningsforhindringsverktøyet kan være en frigjørende pil eller en ball. Strømningsforhindringsverktøyet kan være en kuleventil som fremlagt i U.S. Patent nr.7,472,752. Setet har en større diameter enn kuleventilen for å tillate at den sistnevnte kuleventilen passerer gjennom frakobleren 110. By way of example without limitation, Figures 5A and 5B illustrate a disconnection and activation tool 110, in accordance with certain embodiments of the present disclosure. Figure 5 A shows the disconnection and activation tool 110 in the connected state; and Figure 5B shows the disconnect and enable tool 110 in the disconnected state. The disconnection and activation tool 110 comprises an upper unit member 124 which may be connected to the tubular member 105 and a lower unit member 126 which may be connected to the plug 115. The two unit members are quick-connected together, and the upper member 124 defines a seat for to receive a flow prevention tool. The flow prevention tool can be a release dart or a ball. The flow prevention tool may be a ball valve as disclosed in U.S. Pat. Patent No. 7,472,752. The seat has a larger diameter than the ball valve to allow the latter ball valve to pass through the disconnector 110.

I visse utførelsesformer, kan pluggen 115 inkludere et svellbart materiale. Det svellbare materialet kan være i stand til å lukke åpninger som har tendens til å dannes. For eksempel, kan det dannes åpninger over tid på grunn av formasjonsendringer som kan forekomme på grunn av forkastning, utarmingskrymping eller spenninger. I visse utførelsesformer, kan det svellbare materialet ekspandere for å øke den forseglende kontakten mellom pluggen 115 og borehullet 120. Generelt, skulle pluggen 115 forbli hvilende inntil aktiveringsmidlet blir introdusert til det svellbare materialet. Begrepet "svellbart" blir anvendt heri for å indikere en økning i volum av et materiale. Typisk er denne økningen i volum på grunn av inkorporering av molekylære komponenter av et fluid inn i selve det svellbare materialet, men andre svellemekanismer eller teknikker kan bli anvendt, hvis ønsket. Det svellbare materialet kan svelle når brakt i kontakt med et aktiveringsmiddel, slik som et uorganisk eller organisk fluid. I én utførelsesform, kan et svellbart materiale være et materiale som sveller etter kontakt med og/eller absorpsjon av et hydrokarbon, så som olje. I en annen utførelsesform, kan et svellbart materiale være et materiale som sveller etter kontakt med og/eller absorpsjon av et vandig fluid. In certain embodiments, the plug 115 may include a swellable material. The swellable material may be able to close openings that tend to form. For example, openings may form over time due to formation changes that may occur due to faulting, depletion shrinkage or stresses. In certain embodiments, the swellable material may expand to increase the sealing contact between the plug 115 and the borehole 120. Generally, the plug 115 should remain stationary until the activator is introduced to the swellable material. The term "swellable" is used herein to indicate an increase in volume of a material. Typically, this increase in volume is due to the incorporation of molecular components of a fluid into the swellable material itself, but other swelling mechanisms or techniques may be employed, if desired. The swellable material can swell when brought into contact with an activating agent, such as an inorganic or organic fluid. In one embodiment, a swellable material may be a material that swells upon contact with and/or absorption of a hydrocarbon, such as oil. In another embodiment, a swellable material may be a material that swells upon contact with and/or absorption of an aqueous fluid.

Egnede svellbare materialer inkluderer, men er ikke begrenset, til de fremlagt i U.S. Patenter nr.3,385,367; 7,059,415; og 7,143,832. Noen eksempelvise svellbare materialer kan inkludere, men er ikke begrenset til, elastiske polymerer, slik som EPDM gummi, styren butadien, naturlig gummi, etylenpropylen monomergummi, etylen-propylen-kopolymergummi, etylen-propylen-dien monomergummi, etylen-propylen-dien terpolymergummi, etylen-vinylacetat gummi, hydrogenisert akrylonitril butadiengummi, akrylonitril butadiengummi, isoprengummi, butylgummi, halogenert butylgummi, bromert butylgummi, klorert butylgummi, klorert polyetylen, kloroprengummi og polynorbornen. I én utførelsesform, kan gummien av det svellbare materialet også ha andre materialer oppløst i eller i mekanisk blanding med den, slik som fibere av cellulose. Ytterligere alternativer kan være gummi i mekanisk blanding med polyvinylklorid, metyl metakrylat, akrylonitril, etylacetat eller andre polymerer som ekspanderer i kontakt med olje. Andre svellbare materialer som opptrer på en lignende måte med hensyn til hydrokarbonfluider eller vandige fluider kan også være egnet. Fagpersonene, med fordelen av denne redegjørelsen, vil være i stand til å velge et passende svellbart materiale for anvendelse i foreliggende oppfinnelse basert på en rekke faktorer, inkludert de ønskede svellekarakteristikker av det svellbare materialet og miljøbetingelsene som det skal bli utplassert i. Suitable swellable materials include, but are not limited to, those disclosed in U.S. Pat. Patents No. 3,385,367; 7,059,415; and 7,143,832. Some exemplary swellable materials may include, but are not limited to, elastic polymers, such as EPDM rubber, styrene butadiene, natural rubber, ethylene-propylene monomer rubber, ethylene-propylene copolymer rubber, ethylene-propylene-diene monomer rubber, ethylene-propylene-diene terpolymer rubber, ethylene-vinyl acetate rubber, hydrogenated acrylonitrile butadiene rubber, acrylonitrile butadiene rubber, isoprene rubber, butyl rubber, halogenated butyl rubber, brominated butyl rubber, chlorinated butyl rubber, chlorinated polyethylene, chloroprene rubber and polynorbornene. In one embodiment, the rubber of the swellable material may also have other materials dissolved in or mechanically mixed with it, such as fibers of cellulose. Further alternatives may be rubber in a mechanical mixture with polyvinyl chloride, methyl methacrylate, acrylonitrile, ethyl acetate or other polymers that expand in contact with oil. Other swellable materials that behave in a similar manner with respect to hydrocarbon fluids or aqueous fluids may also be suitable. Those skilled in the art, with the benefit of this disclosure, will be able to select an appropriate swellable material for use in the present invention based on a number of factors, including the desired swell characteristics of the swellable material and the environmental conditions in which it will be deployed.

Forsinkelsessystemer kan bli anvendt for å forsinke svelleaktiveringen i visse utførelsesformer. For eksempel kan elementer av svellbart materiale være kapslet inn slik at de generelt ikke sveller før etter en forsinkelsesperiode etter eksponering for hydrokarbon og/eller vann. Hydrokarbonet blir absorbert i det svellbare materialet slik at volumet av det svellbare materialet øker og skaper en ekspansjon av det svellbare materialet. Delay systems may be used to delay the threshold activation in certain embodiments. For example, elements of swellable material may be encapsulated so that they generally do not swell until after a delay period after exposure to hydrocarbon and/or water. The hydrocarbon is absorbed into the swellable material so that the volume of the swellable material increases and creates an expansion of the swellable material.

Følgelig kan visse utførelsesformer i henhold til foreliggende redegjørelse muliggjøre plasseringen av en kompetent plugg nedihulls. Således kan visse utførelsesformer sikre brønnintegritet og kan tilveiebringe pålitelig plugg og oppgivelse i åpent hull og fôret hull implementeringer. Visse utførelsesformer kan tilveiebringe sonemessig isolasjon på anmodning, og være i stand til å holde differensialtrykk og unngå tap til formasjonen. Visse utførelsesformer kan sikre isolasjon av vanngjennombrudd på grunn av produksjon fra brønner i nærheten. Visse utførelsesformer kan også ha det svellbare særpreget av å lukke åpninger som kan ha tendens til å dannes over tid på grunn av formasjonsendringer. Visse utførelsesformer kan unngå problemene med konvensjonelle pluggetilnærmelser som er følsomme for forurensning og forstyrrelse i løpet av innledende setting. Med visse utførelsesformer, er det ikke noe behov for en separat fysisk barriere mellom en sementplugg og fluidet under pluggen, slik det er nødvendig i konvensjonelle operasjoner for å forhindre introduksjonen av sementslurry til i fluidet. Accordingly, certain embodiments according to the present disclosure may enable the placement of a competent plug downhole. Thus, certain embodiments can ensure well integrity and can provide reliable plug and abandonment in open hole and lined hole implementations. Certain embodiments can provide zonal isolation on request, and be able to hold differential pressure and avoid loss to the formation. Certain embodiments can ensure isolation of water breakthroughs due to production from nearby wells. Certain embodiments may also have the swellable feature of closing openings that may tend to form over time due to formation changes. Certain embodiments may avoid the problems of conventional plug approaches that are sensitive to contamination and disturbance during initial setting. With certain embodiments, there is no need for a separate physical barrier between a cement plug and the fluid below the plug, as is required in conventional operations to prevent the introduction of cement slurry into the fluid.

Selv om figurene avbilder utførelsesformer ifølge foreliggende redegjørelse i en spesiell orientering, skulle det bli forstått av fagpersonene at utførelsesformer av foreliggende redegjørelse er velegnet for anvendelse i en rekke orienteringer. Det skulle følgelig bli forstått av fagpersonene at anvendelsen av retningsmessige begreper slik som over, under, øvre, nedre, oppover, nedover og lignende blir anvendt i forhold til de illustrerende utførelsesformene slik de er vist i figurene, retningen oppover er mot toppen av den tilsvarende figuren og retningen nedover er mot bunnen av den tilsvarende figuren. Although the figures depict embodiments of the present disclosure in a particular orientation, it should be understood by those skilled in the art that embodiments of the present disclosure are suitable for use in a variety of orientations. Accordingly, it should be understood by those skilled in the art that the use of directional terms such as over, under, upper, lower, upward, downward and the like are applied in relation to the illustrative embodiments as shown in the figures, the upward direction being towards the top of the corresponding figure and the downward direction is towards the bottom of the corresponding figure.

Derfor er foreliggende redegjørelse godt tilpasset til å oppnå endene og fordelene nevnt så vel som de som er iboende deri. Begrepene i kravene har også deres hverdagslige, ordinære betydning med mindre noe annet er eksplisitt og tydelig definert ved patentinnehaveren. De ubestemte artiklene "en" eller "et," som anvendt i kravene, er hver definert heri til å bety ett eller mer enn ett av elementet som artikkelen introduserer. Therefore, the present disclosure is well adapted to achieve the ends and advantages mentioned as well as those inherent therein. The terms in the claims also have their everyday, ordinary meaning, unless something else is explicitly and clearly defined by the patent holder. The indefinite articles "an" or "an," as used in the claims, are each defined herein to mean one or more than one of the elements introduced by the article.

Claims

Patent claims

1. Plug (115) to seal a wellbore,

characterized in that the plug (115) includes:

a tubular member (106);

a layer (116) of compressible material disposed around a portion of the tubular member (106);

a movable member (119A) adjacent the layer (116) of compressible material to axially compress the layer (116) of compressible material; and

a sleeve (116B) configured to maintain the layer of compressible material in a compressed state;

wherein the layer (116) of compressible material expands radially when compressed axially; and

wherein the plug (115) can be selectively disconnected from the tubular member (106) based, at least in part, on a pressure exerted via the tubular member (106).

2. A plug for sealing a wellbore according to claim 1, wherein the movable member compresses the layer of compressible material based, at least in part, on a pressure exerted via the tubular member.

3. A plug for sealing a wellbore according to claim 1, further comprising: a base placed at a distal end of the layer of compressible material.

4. A plug for sealing a wellbore according to claim 1, wherein the layer of compressible material can be selectively disconnected from a working string.

5. System (100) for inserting a plug (115) into a wellbore,

characterized in that the system (100) comprises:

a tubular member (105); and

a plug (115) according to one of claims 1-4 connected to the tubular element (105), wherein the plug (115) is configured to seal a wellbore based, at least in part, on a shape change of the plug (115), and wherein the plug (115) can be selectively disconnected from the tubular member (105) based, at least in part, on a pressure exerted via the tubular member (105).

6. System according to claim 5, in which the shape change of the plug is based, at least in part, on a pressure exerted via the tubular element.

7. System according to claim 5, in which the plug comprises an axis and is compressible along the axis.

8. System according to claim 5, in which the shape change of the plug comprises a radial expansion.

9. System according to claim 5, in which the plug comprises several layers.

10. The system of claim 9, wherein one or more of the multiple layers is configured to maintain the plug in an activated state.

11. System according to claim 5, in which the plug comprises a swellable material.

12. Plug-setting system according to claim 5, in which the tubular element is part of a working string that allows positioning of the plug within the wellbore before sealing the wellbore.

13. Method for placing a plug (115) within a wellbore, characterized in that the method includes:

providing a plug (115) according to one of claims 1-4 connected to a tubular element (105), wherein the plug (115) is configured to seal a wellbore based, at least in part, on a shape change of the plug (115), and wherein the step of disconnecting the tubular member (105) from the plug (115) is based, at least in part, on a pressure exerted via the tubular member (115);

positioning the plug (115) within the wellbore; and

induce the shape change to seal the wellbore.

14. Method for setting a plug within a wellbore according to claim 13, wherein the step of inducing the shape change to seal the wellbore comprises:

compressing the plug along an axis of the plug.

15. Method for placing a plug within a wellbore according to claim 13, in which the shape change of the plug comprises a radial expansion.