RU2289014C2 - Способ герметичного перекрытия кольцевого пространства - Google Patents
Способ герметичного перекрытия кольцевого пространства Download PDFInfo
- Publication number
- RU2289014C2 RU2289014C2 RU2004104632/03A RU2004104632A RU2289014C2 RU 2289014 C2 RU2289014 C2 RU 2289014C2 RU 2004104632/03 A RU2004104632/03 A RU 2004104632/03A RU 2004104632 A RU2004104632 A RU 2004104632A RU 2289014 C2 RU2289014 C2 RU 2289014C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- tubular element
- casing
- annular space
- annular
- radial direction
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 29
- 238000007789 sealing Methods 0.000 title claims description 51
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims abstract description 12
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 8
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 6
- 230000004913 activation Effects 0.000 claims abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims abstract 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 17
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 17
- 230000007704 transition Effects 0.000 claims description 15
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims description 7
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 7
- 239000012190 activator Substances 0.000 claims description 5
- 239000013013 elastic material Substances 0.000 claims description 3
- 239000004606 Fillers/Extenders Substances 0.000 claims description 2
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 2
- 239000011347 resin Substances 0.000 claims description 2
- 229920005989 resin Polymers 0.000 claims description 2
- 239000002002 slurry Substances 0.000 claims description 2
- 238000007711 solidification Methods 0.000 claims description 2
- 230000008023 solidification Effects 0.000 claims description 2
- 238000005452 bending Methods 0.000 claims 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims 1
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 abstract 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 abstract 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 26
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 26
- 239000011083 cement mortar Substances 0.000 description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 3
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 229910000906 Bronze Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004809 Teflon Substances 0.000 description 1
- 229920006362 Teflon® Polymers 0.000 description 1
- 239000010974 bronze Substances 0.000 description 1
- KUNSUQLRTQLHQQ-UHFFFAOYSA-N copper tin Chemical compound [Cu].[Sn] KUNSUQLRTQLHQQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 230000001788 irregular Effects 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 230000002093 peripheral effect Effects 0.000 description 1
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 1
- 230000003014 reinforcing effect Effects 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/12—Packers; Plugs
- E21B33/128—Packers; Plugs with a member expanded radially by axial pressure
-
- 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
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Soil Working Implements (AREA)
Abstract
Относится к способу приведения в действия скважинной системы, которая расположена в кольцевом пространстве, образованном между расширяемым в радиальном направлении трубчатым элементом, проходящим в ствол скважины, образованный в пласте земли, и цилиндрической стенкой, окружающей трубчатый элемент. Позволяет упростить создание скважины. Скважинная система выполнена с возможностью приведения ее в действие путем смещения кольцевого подвижного устройства вдоль трубчатого элемента. Способ включает размещение кольцевого подвижного устройства вокруг трубчатого элемента, при этом подвижное устройство имеет внутренний диаметр, немного превышающий наружный диаметр трубчатого элемента в его нерасширенном состоянии, и постепенное расширение части трубчатого элемента путем перемещения расширителя через трубчатый элемент в направлении подвижного устройства, в результате чего переходная зона трубчатого элемента образуется между расширенной и нерасширенной частями трубчатого элемента. Продолжение перемещения расширителя через трубчатый элемент при контакте переходной зоны с подвижным устройством вызывает смещение подвижного устройства в осевом направлении вдоль трубчатого элемента, в результате чего подвижное устройство обеспечивает приведение в действие скважинной системы. 10 з.п. ф-лы, 4 ил.
Description
Настоящее изобретение относится к способу приведения в действие скважинной системы, расположенной в кольцевом пространстве, образованном между трубчатым элементом, проходящим в ствол скважины, образованный в пласте земли, и цилиндрической стенкой, окружающей трубчатый элемент. Цилиндрическая стенка может представлять собой стенку ствола скважины или стенку обсадной колонны, проходящей в ствол скважины.
Для многих случаев применения в стволах скважин приведение в действие такой скважинной системы требуется для выполнения скважинного процесса или для инициирования такого процесса. Были предприняты попытки приводить в действие скважинные системы посредством гидравлических или электрических линий управления, проходящих от поверхности в ствол скважины. Однако такие линии управления уязвимы для повреждений и, как правило, усложняют создание скважины. Например, если трубчатый элемент представляет собой обсадную колонну и электрические линии управления используются на наружной поверхности обсадной колонны, электрический соединитель должен быть предусмотрен на каждом соединении двух соседних секций обсадной колонны.
Целью настоящего изобретения является разработка усовершенствованного способа приведения в действие скважинной системы, расположенной в кольцевом пространстве, образованном между трубчатым элементом, проходящим в ствол скважины, и цилиндрической стенкой, окружающей трубчатый элемент.
В соответствии с настоящим изобретением разработан способ приведения в действие скважинной системы, расположенной в кольцевом пространстве, образованном между расширяемым в радиальном направлении трубчатым элементом, проходящим в ствол скважины, образованный в пласте земли, и цилиндрической стенкой, окружающей трубчатый элемент, при этом скважинная система размещена с возможностью приведения ее в действие путем смещения кольцевого подвижного устройства вдоль трубчатого элемента, и способ включает следующие операции:
размещение кольцевого подвижного устройства вокруг трубчатого элемента, при этом подвижное устройство имеет внутренний диаметр, немного превышающий наружный диаметр трубчатого элемента в его нерасширенном состоянии;
постепенное расширение части трубчатого элемента путем перемещения расширителя через трубчатый элемент в направлении подвижного устройства, в результате чего переходная зона трубчатого элемента образуется между расширенной и нерасширенной частями трубчатого элемента;
при контакте переходной зоны с подвижным устройством продолжение перемещения расширителя через трубчатый элемент для перемещения подвижного устройства в осевом направлении вдоль трубчатого элемента, в результате чего подвижное устройство обеспечит приведение в действие скважинной системы.
В данном способе достигается то, что при расширении трубчатого элемента скважинная система приводится в действие посредством подвижного устройства для выполнения скважинного процесса. Такое приведение в действие осуществляется без использования линий управления, проходящих от поверхности в ствол скважины.
Изобретение будет описано ниже более подробно и в качестве примера со ссылкой на сопровождающие чертежи, на которых изображено следующее:
фиг.1А-1С схематично показывают первый вариант осуществления скважинной системы, предназначенной для использования в способе согласно изобретению, во время различных стадий ее использования;
фиг.2А-2В схематично показывают второй вариант осуществления скважинной системы, предназначенной для использования в способе согласно изобретению, во время различных стадий ее использования;
фиг.3А-3С схематично показывают третий вариант осуществления скважинной системы, предназначенной для использования в способе согласно изобретению, во время различных стадий ее использования;
фиг.4А-4С схематично показывают четвертый вариант осуществления скважинной системы, предназначенной для использования в способе согласно изобретению, во время различных стадий ее использования.
На фигурах аналогичные ссылочные номера относятся к аналогичным компонентам.
На фиг.1А показан ствол 1 скважины, образованный в пласте 3 земли и имеющий стенку 4. Трубчатый элемент в виде металлической обсадной колонны 6 с продольной осью 7 проходит по существу концентрично в ствол 1 скважины. Таким образом, между указанными цилиндрическими элементами образуется кольцевое пространство 8. Следует понимать, что стенка 4 ствола скважины не обязательно должна быть идеально цилиндрической, поскольку она, как правило, имеет неправильную форму, например, из-за эрозии и смывов, которые имеют место во время процесса бурения.
Обсадная колонна 6 снабжена скважинной системой, которая выполнена в виде комплекта из трех кольцевых уплотнительных элементов 10, 12, 14, размещенных вокруг обсадной колонны 6 и смещенных друг относительно друга в осевом направлении обсадной колонны, и стопорным устройством в виде кольцевого стопорного устройства 16, неподвижно присоединенного к обсадной колонне 6 и расположенного с одной стороны комплекта уплотнительных элементов. Кроме того, обсадная колонна снабжена подвижным устройством в виде металлической сжимающей гильзы 17, расположенной с другой стороны комплекта уплотнительных элементов 10, 12, 14. Сжимающая гильза 17 выполнена с возможностью смещения относительно обсадной колонны 6 в ее осевом направлении.
Уплотнительные элементы 10, 12, 14 изготовлены из упругого материала, такого как резина, и, возможно, но необязательно, усилены в осевом направлении с помощью проходящих в осевом направлении, усилительных стержней (непоказанных), заделанных в упругий материал. Уплотнительный элемент 10 имеет скошенный край 18 рядом с уплотнительным элементом 12, уплотнительный элемент 12 имеет скошенный край 20 рядом с уплотнительным элементом 10 и скошенный край 22 рядом с уплотнительным элементом 14, и уплотнительный элемент 14 имеет скошенный край 24 рядом с уплотнительным элементом 12 и скошенный край 26 рядом со стопорным устройством 16. Стопорное устройство 16 имеет скошенный край 28 рядом с уплотнительным элементом 14. Скошенные края 18, 20 ориентированы таким образом, что обеспечивается смещение уплотнительного элемента 10 вдоль радиально наружной поверхности 30 уплотнительного элемента 12, когда уплотнительный элемент 10 толкают в направлении уплотнительного элемента 12. Аналогичным образом, скошенные края 22, 24 ориентированы таким образом, что обеспечивается смещение уплотнительного элемента 12 вдоль радиально наружной поверхности 32 уплотнительного элемента 14, когда уплотнительный элемент 12 толкают в направлении уплотнительного элемента 14. Кроме того, скошенные края 26, 28 ориентированы таким образом, что обеспечивается смещение уплотнительного элемента 14 вдоль радиально наружной поверхности 34 стопорного устройства 16, когда уплотнительный элемент 14 толкают в направлении стопорного устройства 16.
Обсадная колонна 6 имеет расширенную в радиальном направлении часть 40, нерасширенную в радиальном направлении часть 42, и переходную часть 44, расположенную между расширенной и нерасширенной частями 40, 42 и имеющую диаметр, изменяющийся от диаметра нерасширенной части до диаметра расширенной части.
Стопорное устройство 16, уплотнительные элементы 10, 12, 14 и сжимающая гильза 17 - все эти элементы размещены вокруг нерасширенной части 42 обсадной колонны, при этом сжимающая гильза 17 размещена рядом с переходной частью 44 обсадной колонны.
Сжимающая гильза 17 имеет край 46, расположенный рядом с расширенной частью 40 обсадной колонны 6, и снабженной упорным подшипником, обеспечивающим низкое трение между краем и переходной частью 44 обсадной колонны 6. Подшипник может представлять собой, например, втулку из бронзы или Тефлона (товарный знак), упорный подшипник (например, комплект несущих шариков, расположенных на одинаковых расстояниях друг от друга вдоль окружной периферии края) или гидростатический подшипник.
На фиг.2А, 2В показана скважинная система, выполненная в виде кольцевого закачивающего устройства 51, размещенного вокруг обсадной колонны 6, при этом указанное закачивающее устройство 51 при приведении его в действие обеспечивает закачивание выбранной текучей среды в кольцевое пространство 8. Закачивающее устройство содержит кольцевой насос 52, выполненный с возможностью нагнетания заданной текучей среды по каналу 54 и через множество расположенных на определенном расстоянии друг от друга в окружном направлении кольцевых сопел 56 в кольцевое пространство 8 при приведении насоса в действие посредством сжимающей гильзы 17. Заданная текучая среда представляет собой, например, химический активатор, предназначенный для обеспечения затвердевания массы цементного раствора (непоказанного), имеющегося в кольцевом пространстве 8, или катализатор или химический продукт, предназначенный для инициирования химической реакции массы смолы (непоказанной), имеющейся в кольцевом пространстве 8. Несколько кольцевых закачивающих устройств 51 расположены на заданных расстояниях друг от друга в осевом направлении вдоль обсадной колонны 6, однако для простоты показано только одно закачивающее устройство 51.
На фиг.3А-3С показана скважинная система, выполненная в виде центратора 60 обсадной колонны, размещенного вокруг обсадной колонны 6, при этом центратор 60 в значительной степени аналогичен обычному рессорному центратору. Центратор 60 имеет упругие рычажные элементы 62, которые изгибаются при сжатии центратора 60 в осевом направлении и в результате этого смещаются в радиальном направлении к стенке ствола скважины. Центратор 60 имеет концевую часть 64 (удаленную от сжимающей гильзы 17), которая неподвижно присоединена к обсадной колонне 6, и концевую часть 66 (расположенную рядом со сжимающей гильзой 17), которая выполнена с возможностью смещения в осевом направлении вдоль обсадной колонны 6.
На фиг.4А-4С показана скважинная система, включающая выполненную с возможностью смещения гильзу 70, размещенную вокруг обсадной колонны 6 и имеющую внутренний диаметр, которой немного превышает наружный диаметр обсадной колонны 6. Стенка обсадной колонны 6 выполнена с рядом отверстий 72, которые обеспечивают сообщение по текучей среде между внутренним пространством обсадной колонны 6 и пространством, наружным по отношению к ней.
Во время нормальной эксплуатации системы по первому варианту осуществления обсадную колонну 6 устанавливают в стволе 1 скважины вместе со стопорным устройством 16, уплотнительными элементами 10, 12, 14 и сжимающей гильзой 17, размещенными вокруг обсадной колонны 6, как показано на фиг.1А. После этого расширитель (непоказанный) проталкивают или тянут через обсадную колонну 6 для ее расширения в радиальном направлении и образования тем самым исходной расширенной части 40 обсадной колонны 6. Соответствующий расширитель представляет собой, например, конический расширитель или конический расширитель, выполненный с роликами вдоль поверхности контакта с обсадной колонной. В результате процесса расширения обсадная колонна 6 подвергается пластической деформации.
Как показано на фиг.1 В, расширитель перемещают через обсадную колонну 6 в направлении стопорного устройства 16, тем самым увеличивая длину расширенной части 40 и обеспечивая смещение переходной части 44 в направлении стопорного устройства 16. При контакте переходной части 44 с краем 46 сжимающей гильзы 17 продолжающееся смещение переходной части 44 вызывает смещение сжимающей гильзы в направлении стопорного устройства 16. В результате этого сжимающая гильза 17 заставляет уплотнительный элемент 10 смещаться к уплотнительному элементу 12 и впоследствии перемещаться вдоль радиально наружной поверхности 30 уплотнительного элемента 12. Когда уплотнительный элемент 10 займет положение, при котором он будет полностью расположен вокруг уплотнительного элемента 12, продолжающееся перемещение переходной части 44 заставит сжимающую гильзу 17 воздействовать на уплотнительный элемент 12, что вызовет его смещение к уплотнительному элементу 14 и последующее перемещение вдоль радиально наружной поверхности 32 уплотнительного элемента 14. Когда уплотнительные элементы 10, 12 займут положение, при котором они будут полностью расположены вокруг уплотнительного элемента 14, продолжающееся перемещение переходной части 44 заставит сжимающую гильзу 17 воздействовать на уплотнительный элемент 14, что вызовет его смещение к стопорному устройству 16 и последующее перемещение вдоль радиально наружной поверхности 34 стопорного устройства 16. Таким способом будет образован комплект 50 расположенных друг на друге в радиальном направлении уплотнительных элементов.
Как показано на фиг.1C, перемещение расширителя продолжается, так что продолжается смещение переходной части 44. Поскольку стопорное устройство 16 предотвращает любое дальнейшее смещение сжимающей гильзы 17 и комплекта 50 расположенных друг на друге в радиальном направлении уплотнительных элементов в осевом направлении, продолжающееся смещение переходной части 44 приводит к расширению сжимающей гильзы 17, стопорного устройства 16 и комплекта 50 расположенных друг на друге в радиальном направлении, уплотнительных элементов в радиальном направлении. Таким образом, комплект 50 расположенных друг на друге в радиальном направлении уплотнительных элементов оказывается прочно зажатым между стопорным устройством 16 и стенкой 4 ствола скважины с образованием кольцевого уплотнения между ними.
Таким образом, достигается то, что создается кольцевое уплотнение между обсадной колонной 6 и стенкой 4 ствола скважины, при этом сравнительно большое кольцевое пространство исходно имеется между ними и отдельные компоненты уплотнения являются сравнительно тонкими, так что уплотнение не затрудняет установку обсадной колонны 6 в стволе 1 скважины.
Во время нормальной эксплуатации системы по второму варианту осуществления обсадную колонну 6 устанавливают в стволе 1 скважины вместе с сжимающей гильзой 17 и закачивающим устройством 51, расположенными вокруг нее, при этом закачивающее устройство 51 неподвижно присоединено к обсадной колонне 6. После этого цементный раствор закачивают в кольцевое пространство 8, при этом указанный раствор затвердевает при контакте с заданным химическим активатором. Закачивающее устройство 51 содержит некоторое количество такого химического активатора, достаточное для того, чтобы вызвать затвердевание части цементного раствора, находящейся между закачивающим устройством и другим закачивающим устройством, расположенным на некотором расстоянии в аксиальном направлении. После этого расширитель проталкивают или тянут через обсадную колонну 6 для расширения обсадной колонны в радиальном направлении и для образования тем самым начальной расширенной части 40. Как показано на фиг.2В, расширитель перемещают через обсадную колонну 6 в направлении закачивающего устройства 51, в результате чего переходная часть 44 смещается в направлении закачивающего устройства 51. Продолжающееся смещение переходной части 44 при контакте переходной части 44 с краем 46 сжимающей гильзы 17 заставляет сжимающую гильзу смещаться к кольцевому насосу 52 закачивающего устройства 51. В результате этого насос 52 будет нагнетать химический активатор по каналу 54 и через сопла 56 в массу цементного раствора, имеющегося в кольцевом пространстве 8. В результате этого часть цементного раствора, находящаяся между закачивающим устройством и другим закачивающим устройством, затвердевает и тем самым герметично перекрывает кольцевое пространство 8. Дальнейшее перемещение расширителя мимо закачивающего устройства 51 вызывает "расплющивание" закачивающего устройства 51 из-за его расширения в радиальном направлении. Таким образом, достигается то, что затвердевание цемента происходит только в тех частях цементного раствора, где обсадная колонна 6 была успешно расширена. Если расширитель застрянет в обсадной колонне 6, то нерасширенная часть обсадной колонны в этом случае может быть поднята на поверхность. В альтернативном варианте остальная часть цемента может иметь такой состав, что цемент будет затвердевать после продолжительного периода времени (то есть периода длительностью порядка нескольких дней), и, следовательно, в результате будет получено обычное зацементированное кольцевое пространство.
Во время нормальной эксплуатации системы по третьему варианту осуществления обсадную колонну 6 устанавливают в стволе 1 скважины вместе с сжимающей гильзой 17 и центратором 60 обсадной колонны, предусмотренными вокруг обсадной колонны 6. После этого расширитель проталкивают или тянут через обсадную колонну 6 в направлении центратора 60 для расширения обсадной колонны 6 в радиальном направлении и для образования тем самым начальной расширенной части 40. Как показано на фиг.3В, продолжающееся смещение переходной части 44 вызывает смещение сжимающей гильзы 17 к центратору 60 и тем самым вызывает смещение концевой части 66 в направлении концевой части 64. В результате этого центратор сжимается, так что упругие рычажные элементы 62 смещаются [«расширяются»] в радиальном направлении к стенке ствола скважины. Как показано на фиг.3С, дальнейшее смещение расширителя мимо сжимающей гильзы 17 и центратора 60 вызывает расширение концевых частей 64, 66 центратора 60 в радиальном направлении. В результате этого упругие рычажные элементы 62 еще сильнее прижимаются к стенке ствола скважины, и таким образом обеспечивается надлежащее центрирование обсадной колонны 6 в стволе 1 скважины.
Во время нормальной эксплуатации системы по четвертому варианту осуществления обсадную колонну 6 устанавливают в стволе 1 скважины вместе с сжимающей гильзой 17 и гильзой 70, выполненной с возможностью смещения, которые предусмотрены вокруг обсадной колонны 6, при этом отверстия 72 не закрыты. Отверстия 72 используются для закачивания цемента из внутреннего пространства обсадной колонны 6 в кольцевое пространство 8 (что представляет собой обычную операцию).
После этого расширитель проталкивают или тянут через обсадную колонну 6 в направлении гильзы 70 для расширения обсадной колонны 6 в радиальном направлении и для образования тем самым начальной расширенной части 40. Как показано на фиг.4 В, продолжающееся смещение переходной части 44 вызывает смещение сжимающей гильзы 17 к гильзе 70 и тем самым вызывает смещение гильзы 70 над частью обсадной колонны с отверстиями 72, в результате чего отверстия 72 закрываются. Как показано на фиг.4С, дальнейшее смещение расширителя гильзы 70, выполненной с возможностью смещения, вызывает расширение сжимающей гильзы 17 и гильзы 70, выполненной с возможностью смещения, в радиальном направлении. Таким образом, достигается то, что выполненная с возможностью смещения гильза 70 надлежащим образом закрывает отверстия 72 и отсекает внутреннее пространство обсадной колонны 6 от пространства, наружного по отношению к ней.
Claims (11)
1. Способ приведения в действие скважинной системы, расположенной в кольцевом пространстве, образованном между расширяемым в радиальном направлении трубчатым элементом, проходящим в ствол скважины, образованный в пласте земли, и цилиндрической стенкой, окружающей трубчатый элемент, характеризующийся тем, что скважинная система выполнена с возможностью приведения ее в действие путем смещения кольцевого подвижного устройства вдоль трубчатого элемента, и способ включает следующие операции: размещение кольцевого подвижного устройства вокруг трубчатого элемента, при этом подвижное устройство имеет внутренний диаметр, немного превышающий наружный диаметр трубчатого элемента в его нерасширенном состоянии; постепенное расширение части трубчатого элемента путем перемещения расширителя через трубчатый элемент в направлении подвижного устройства, в результате чего переходная зона трубчатого элемента образуется между расширенной и нерасширенной частями трубчатого элемента; при контакте переходной зоны с подвижным устройством продолжение перемещения расширителя через трубчатый элемент для перемещения подвижного устройства в осевом направлении вдоль трубчатого элемента, в результате чего подвижное устройство обеспечит приведение в действие скважинной системы.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что цилиндрическая стенка представляет собой стенку ствола скважины и скважинная система включает комплект кольцевых уплотнительных элементов, размещенных в кольцевом пространстве с возможностью их смещения друг относительно друга в осевом направлении, и во время приведения в действие скважинной системы уплотнительные элементы смещаются в осевом направлении друг относительно друга так, что оказываются расположенными друг на друге в радиальном направлении с образованием комплекта расположенных друг на друге в радиальном направлении уплотнительных элементов, который обеспечивает герметичное перекрытие кольцевого пространства.
3. Способ по п.2, отличающийся тем, что для каждой пары соседних уплотнительных элементов обеспечивают смещение первого уплотнительного элемента из пары вдоль радиально наружной или внутренней поверхности второго уплотнительного элемента из пары.
4. Способ по п.3, отличающийся тем, что первый уплотнительный элемент из каждой пары соседних уплотнительных элементов изготовлен из упругого материала и расширяется в радиальном направлении во время смещения вдоль радиально наружной поверхности или сжимается в радиальном направлении во время смещения вдоль радиально внутренней поверхности.
5. Способ по п.3 или 4, отличающийся тем, что обеспечивают смещение первого уплотнительного элемента из каждой пары соседних уплотнительных элементов вдоль радиально наружной поверхности второго уплотнительного элемента из пары.
6. Способ по п.1, отличающийся тем, что скважинная система включает кольцевое закачивающее устройство, которое во время приведения его в действие обеспечивает закачивание выбранной текучей среды в кольцевое пространство.
7. Способ по п.6, отличающийся тем, что выбранная текучая среда включает химический активатор, предназначенный для обеспечения затвердевания цементного раствора, имеющегося в кольцевом пространстве, или катализатор или химический продукт, предназначенный для инициирования химической реакции смолы, имеющейся в кольцевом пространстве.
8. Способ по п.6 или 7, отличающийся тем, что скважинная система включает множество кольцевых закачивающих устройств, расположенных на заданных расстояниях друг от друга в осевом направлении в кольцевом пространстве, и при этом обеспечивают последовательное приведение в действие закачивающих устройств в соответствии с перемещением расширителя через трубчатый элемент.
9. Способ по п.1, отличающийся тем, что трубчатый элемент представляет собой обсадную колонну для ствола скважины и скважинная система представляет собой центратор обсадной колонны, имеющий центрирующие элементы, которые расширяются в радиальном направлении при приведении в действие центратора обсадной колонны с помощью подвижного устройства.
10. Способ по п.9, отличающийся тем, что центрирующие элементы расширяются в радиальном направлении за счет изгибания центрирующих элементов.
11. Способ по п.1, отличающийся тем, что трубчатый элемент выполнен с, по меньшей мере, одним отверстием, обеспечивающим сообщение по текучей среде между внутренним пространством трубчатого элемента и пространством, наружным по отношению к трубчатому элементу, и скважинная система включает гильзу, выполненную с возможностью смещения между первым положением, в котором гильза не закрывает каждое отверстие, и вторым положением, в котором гильза закрывает каждое отверстие.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EP01306171 | 2001-07-18 | ||
| EP01306171.8 | 2001-07-18 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2004104632A RU2004104632A (ru) | 2005-03-27 |
| RU2289014C2 true RU2289014C2 (ru) | 2006-12-10 |
Family
ID=8182119
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2004104632/03A RU2289014C2 (ru) | 2001-07-18 | 2002-07-18 | Способ герметичного перекрытия кольцевого пространства |
Country Status (9)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7004260B2 (ru) |
| CN (1) | CN1318728C (ru) |
| BR (1) | BR0211252A (ru) |
| CA (1) | CA2453659A1 (ru) |
| GB (1) | GB2396177B (ru) |
| GC (1) | GC0000398A (ru) |
| NO (1) | NO20040192L (ru) |
| RU (1) | RU2289014C2 (ru) |
| WO (1) | WO2003008760A1 (ru) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2583389C2 (ru) * | 2010-09-30 | 2016-05-10 | Веллтек А/С | Бурильная труба |
| RU2598002C2 (ru) * | 2011-09-13 | 2016-09-20 | Веллтек А/С | Затрубный барьер с механизмом приложения осевого усилия |
| RU2725060C2 (ru) * | 2015-06-19 | 2020-06-29 | Веллтек Ойлфилд Солюшнс АГ | Скважинный разжимной металлический трубчатый элемент |
Families Citing this family (30)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6854522B2 (en) * | 2002-09-23 | 2005-02-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Annular isolators for expandable tubulars in wellbores |
| US7077214B2 (en) * | 2003-05-30 | 2006-07-18 | Baker Hughes Incorporated | Expansion set packer with bias assist |
| MY137430A (en) * | 2003-10-01 | 2009-01-30 | Shell Int Research | Expandable wellbore assembly |
| US7543639B2 (en) * | 2004-07-23 | 2009-06-09 | Baker Hughes Incorproated | Open hole expandable patch and method of use |
| US7347273B2 (en) * | 2005-10-21 | 2008-03-25 | Stellarton Technologies Inc. | Bottom hold completion system for an intermittent plunger |
| US7516791B2 (en) * | 2006-05-26 | 2009-04-14 | Owen Oil Tools, Lp | Configurable wellbore zone isolation system and related systems |
| CN103334722B (zh) * | 2006-07-13 | 2016-11-02 | 国际壳牌研究有限公司 | 使管状部件径向膨胀的方法 |
| US8100188B2 (en) | 2007-10-24 | 2012-01-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Setting tool for expandable liner hanger and associated methods |
| US7981450B2 (en) | 2008-06-20 | 2011-07-19 | Burcon Nutrascience (Mb) Corp. | Canola protein isolate |
| US8142822B2 (en) | 2008-06-20 | 2012-03-27 | Burcon Nutrascience (Mb) Corp. | Canola protein isolate |
| US8307891B2 (en) * | 2009-01-28 | 2012-11-13 | Baker Hughes Incorporated | Retractable downhole backup assembly for circumferential seal support |
| US20120061078A1 (en) * | 2009-03-31 | 2012-03-15 | Algu Devendra R | Cement as anchor for expandable tubing |
| US8109340B2 (en) | 2009-06-27 | 2012-02-07 | Baker Hughes Incorporated | High-pressure/high temperature packer seal |
| 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 |
| US8261842B2 (en) | 2009-12-08 | 2012-09-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Expandable wellbore liner system |
| US8307889B2 (en) | 2010-05-13 | 2012-11-13 | Randy Lewkoski | Assembly for controlling annuli between tubulars |
| US9725992B2 (en) * | 2010-11-24 | 2017-08-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Entry guide formation on a well liner hanger |
| US8584759B2 (en) * | 2011-03-17 | 2013-11-19 | Baker Hughes Incorporated | Hydraulic fracture diverter apparatus and method thereof |
| NO332821B1 (no) * | 2011-05-25 | 2013-01-21 | I Tec As | Pakning for tetning mot en bronnvegg |
| WO2013004610A1 (en) | 2011-07-07 | 2013-01-10 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method and system of radially expanding a tubular element in a wellbore |
| GB2497124C (en) * | 2011-12-01 | 2020-07-01 | Xtreme Well Tech Limited | Apparatus for use in a fluid conduit |
| US9556700B2 (en) * | 2013-03-15 | 2017-01-31 | CDI Energy Products | Downhole sealing assembly |
| MX362289B (es) * | 2013-11-08 | 2019-01-10 | Schlumberger Technology Bv | Sistema de acoplador inductivo deslizante. |
| CN103628855A (zh) * | 2013-12-19 | 2014-03-12 | 新奥气化采煤有限公司 | 一种地下气化通道构建方法 |
| MX2016011592A (es) * | 2014-04-09 | 2016-11-29 | Halliburton Energy Services Inc | Elemento de sellado para herramientas de fondo de pozo. |
| US10100600B2 (en) * | 2015-02-10 | 2018-10-16 | Saudi Arabian Oil Company | Expandable tools using segmented cylindrical sections |
| BR112017028083A2 (pt) * | 2015-07-01 | 2018-08-28 | Shell Int Research | método e sistema para comutar uma funcionalidade de uma ferramenta de expansão de tubular de furo abaixo. |
| US10655425B2 (en) * | 2015-07-01 | 2020-05-19 | Shell Oil Company | Method and system for sealing an annulur space around an expanded well tubular |
| CN114251073B (zh) * | 2021-12-27 | 2023-09-08 | 晋城蓝焰煤业股份有限公司成庄矿 | 可变径囊袋式矿用注浆封孔装置及方法 |
Family Cites Families (45)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3126959A (en) * | 1964-03-31 | Borehole casing | ||
| US2103482A (en) * | 1935-08-20 | 1937-12-28 | Mccandless Lyon | Liquid measuring device |
| 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 |
| US3179168A (en) * | 1962-08-09 | 1965-04-20 | Pan American Petroleum Corp | Metallic casing liner |
| 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 |
| US3587736A (en) * | 1970-04-09 | 1971-06-28 | Cicero C Brown | Hydraulic open hole well packer |
| US3782466A (en) * | 1972-07-19 | 1974-01-01 | Shell Oil Co | Bonding casing with syntactic epoxy resin |
| US4805407A (en) * | 1986-03-20 | 1989-02-21 | Halliburton Company | Thermomechanical electrical generator/power supply for a downhole tool |
| DE3933526A1 (de) * | 1989-10-04 | 1991-04-18 | Mannesmann Ag | Oszillationsvorrichtung fuer stranggiesskokille |
| BR9106465A (pt) * | 1990-05-18 | 1993-05-18 | Philippe Bobileiau | Pre-forma tubular,dispositivo e processo para revestir um poco de perfuracao,processo para colocar em funcionamento o dispositivo e dispositivo para formar in situ uma secao de tubo a partir de uma pre-forma |
| US5010958A (en) | 1990-06-05 | 1991-04-30 | Schlumberger Technology Corporation | Multiple cup bridge plug for sealing a well casing and method |
| GB9014234D0 (en) * | 1990-06-26 | 1990-08-15 | Ciba Geigy Ag | Preparation process |
| US5149984A (en) | 1991-02-20 | 1992-09-22 | Halliburton Company | Electric power supply for use downhole |
| US5202194A (en) | 1991-06-10 | 1993-04-13 | Halliburton Company | Apparatus and method for providing electrical power in a well |
| MY108743A (en) | 1992-06-09 | 1996-11-30 | Shell Int Research | Method of greating a wellbore in an underground formation |
| 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 |
| 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 |
| 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 |
| US5678635A (en) * | 1994-04-06 | 1997-10-21 | Tiw Corporation | Thru tubing bridge plug and method |
| PL175859B1 (pl) * | 1994-06-09 | 1999-02-26 | Pier Andrea Rigazzi | Urządzenie do wytwarzania energii elektrycznej |
| 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 |
| EA000240B1 (ru) | 1995-07-11 | 1999-02-25 | Эдвенст Чарджер Текнолоджи, Инк. | Управление процессом зарядки аккумуляторной батареи и его завершением |
| 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 |
| IT1283369B1 (it) * | 1996-07-30 | 1998-04-17 | Rinaldo Lampis | Gruppo elettrogeno lineare ad alto rendimento,metodo di controllo e gruppo di trazione con esso |
| 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 |
| US5965964A (en) | 1997-09-16 | 1999-10-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for a downhole current generator |
| 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 |
| US6376925B1 (en) * | 1998-10-05 | 2002-04-23 | Thomas P. Galich | Force stand for electrical energy producing platform |
| US6530574B1 (en) * | 2000-10-06 | 2003-03-11 | Gary L. Bailey | Method and apparatus for expansion sealing concentric tubular structures |
| US6575238B1 (en) * | 2001-05-18 | 2003-06-10 | Dril-Quip, Inc. | Ball and plug dropping head |
-
2002
- 2002-07-17 GC GCP20022137 patent/GC0000398A/en active
- 2002-07-18 CA CA002453659A patent/CA2453659A1/en not_active Abandoned
- 2002-07-18 US US10/484,517 patent/US7004260B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2002-07-18 RU RU2004104632/03A patent/RU2289014C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2002-07-18 BR BR0211252-3A patent/BR0211252A/pt not_active Application Discontinuation
- 2002-07-18 CN CNB02814404XA patent/CN1318728C/zh not_active Expired - Fee Related
- 2002-07-18 WO PCT/EP2002/008045 patent/WO2003008760A1/en not_active Application Discontinuation
- 2002-07-18 GB GB0400679A patent/GB2396177B/en not_active Expired - Fee Related
-
2004
- 2004-01-16 NO NO20040192A patent/NO20040192L/no not_active Application Discontinuation
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2583389C2 (ru) * | 2010-09-30 | 2016-05-10 | Веллтек А/С | Бурильная труба |
| RU2598002C2 (ru) * | 2011-09-13 | 2016-09-20 | Веллтек А/С | Затрубный барьер с механизмом приложения осевого усилия |
| US9708862B2 (en) | 2011-09-13 | 2017-07-18 | Welltec A/S | Annular barrier with axial force mechanism |
| RU2725060C2 (ru) * | 2015-06-19 | 2020-06-29 | Веллтек Ойлфилд Солюшнс АГ | Скважинный разжимной металлический трубчатый элемент |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| GB2396177A (en) | 2004-06-16 |
| US7004260B2 (en) | 2006-02-28 |
| US20040182582A1 (en) | 2004-09-23 |
| WO2003008760A1 (en) | 2003-01-30 |
| GC0000398A (en) | 2007-03-31 |
| BR0211252A (pt) | 2004-07-27 |
| CN1630767A (zh) | 2005-06-22 |
| RU2004104632A (ru) | 2005-03-27 |
| CN1318728C (zh) | 2007-05-30 |
| CA2453659A1 (en) | 2003-01-30 |
| GB0400679D0 (en) | 2004-02-18 |
| NO20040192L (no) | 2004-02-10 |
| GB2396177B (en) | 2005-05-25 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2289014C2 (ru) | Способ герметичного перекрытия кольцевого пространства | |
| CA2576483C (en) | Open hole expandable patch with anchor | |
| AU2002225233B2 (en) | Device and method to seal boreholes | |
| EP2255063B1 (en) | Expandable packer | |
| EP2817481B1 (en) | Expandable tubing run through production tubing and into open hole | |
| US8109340B2 (en) | High-pressure/high temperature packer seal | |
| CA2981934C (en) | Packing element back-up system incorporating iris mechanism | |
| CA2606184C (en) | Energized thermoplastic sealing element | |
| AU2002225233A1 (en) | Device and method to seal boreholes | |
| RU2477366C1 (ru) | Скважинный инструмент, устройство для установки в скважинный инструмент и способ сборки скважинного инструмента | |
| WO1993025799A1 (en) | Method of creating a wellbore in an underground formation | |
| UA46000C2 (uk) | Спосіб створення обсадної колони у стовбурі бурової свердловини | |
| WO2013144183A1 (en) | An annular barrier having a flexible connection | |
| US7766089B2 (en) | Packer system and method | |
| WO2013109392A1 (en) | Packing element with full mechanical circumferential support | |
| CA2842065C (en) | Apparatus and method of zonal isolation in a wellbore using expandable packers | |
| CA2713684C (en) | High pressure/high temperature packer seal | |
| EP1277915A1 (en) | Method of sealing an annular space | |
| EP3987150B1 (en) | Annular barrier with bite connection | |
| EP2904191B1 (en) | High flow area swellable cementing packer |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20090719 |