RU2317403C2 - Downhole device for selective fluid pumping - Google Patents

Downhole device for selective fluid pumping Download PDF

Info

Publication number
RU2317403C2
RU2317403C2 RU2005109925/03A RU2005109925A RU2317403C2 RU 2317403 C2 RU2317403 C2 RU 2317403C2 RU 2005109925/03 A RU2005109925/03 A RU 2005109925/03A RU 2005109925 A RU2005109925 A RU 2005109925A RU 2317403 C2 RU2317403 C2 RU 2317403C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
fluid
sleeve
channel
downhole device
downhole
Prior art date
Application number
RU2005109925/03A
Other languages
Russian (ru)
Other versions
RU2005109925A (en
Inventor
Мартин Жерар Рене Босма
Эрик Керст Корнелиссен
Джон Александр Гордон ДЕУАР
Дейвид Лесли МЕЙСОН
Джин Эрик ФОЛЛЕБРЕХТ
Original Assignee
Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. filed Critical Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В.
Publication of RU2005109925A publication Critical patent/RU2005109925A/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2317403C2 publication Critical patent/RU2317403C2/en

Links

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
    • E21B43/32—Preventing gas- or water-coning phenomena, i.e. the formation of a conical column of gas or water around wells
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
    • E21B43/08—Screens or liners
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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

Abstract

FIELD: downhole devices adapted for fluid pumping between underground formation and land-based plant.
SUBSTANCE: device comprises fluid channel adapted to pump fluid between underground formation and land-based plant, as well as member made of swelling material, which expands when the member is brought in contact with selected fluid. The member is made as sleeve having fluid channel made in sleeve wall so that as the member is in contact with selected fluid the channel is closed due to member material swelling. Device is provided with filter adapted to prevent solid particle flow from underground formation to land-based plant. The filter is made as sand filtering bed. Sleeve of swelling material is arranged around filter bed.
EFFECT: decreased undesirable fluid pumping along with simultaneous provision of necessary fluid pumping.
12 cl, 1 dwg

Description

Область техники, к которой относится изобретениеFIELD OF THE INVENTION

Настоящее изобретение относится к скважинному устройству, содержащему канал для флюида, предназначенному для перекачки флюида между подземной формацией и поверхностной установкой.The present invention relates to a downhole device comprising a fluid channel for pumping fluid between a subterranean formation and a surface unit.

Уровень техникиState of the art

При добыче углеводородных флюидов из скважины, пробуренной в подземной формации, иногда требуется исключить передачу отдельного флюида из поземной формации в поверхностную установку. Например, месторождение углеводородного флюида в подземной формации обычно расположено над слоем, содержащим воду. После продолжительной добычи нефти или газа из месторождения уровень воды, находящейся под месторождением, может подняться до уровня зоны приема скважины. Также при определенных условиях добычи углеводородного флюида может возникнуть эффект, называемый "конусом обводнения", в результате которого происходит отбор воды из слоя, содержащего воду, в зону отбора скважины. В результате будет получено большое количество воды вместо углеводородного флюида. Такие нежелательные условия при добыче углеводорода могут существенно снизить экономические показатели разведки углеводородного флюида. Таким образом, существует потребность в средстве, которое могло бы снизить перекачку нежелательного флюида при одновременном обеспечении возможности перекачки требуемого флюида.When producing hydrocarbon fluids from a well drilled in an underground formation, it is sometimes necessary to exclude the transfer of a single fluid from the surface formation to a surface unit. For example, a hydrocarbon fluid field in an underground formation is typically located above a layer containing water. After prolonged production of oil or gas from the field, the water level below the field may rise to the level of the well reception zone. Also, under certain conditions of hydrocarbon fluid production, an effect called “flooding cone” may occur, as a result of which water is drawn from the water containing layer to the well selection zone. The result will be a large amount of water instead of hydrocarbon fluid. Such undesirable conditions during hydrocarbon production can significantly reduce the economic performance of hydrocarbon fluid exploration. Thus, there is a need for a tool that can reduce the pumping of unwanted fluid while allowing the pumping of the desired fluid.

Раскрытие изобретенияDisclosure of invention

В соответствии с этим настоящее изобретение направлено на создание улучшенного скважинного устройства, содержащего канал для флюида, предназначенного для перекачки флюида между подземной формацией и поверхностной установкой, причем это устройство обеспечивает выполнение вышеуказанного требования.In accordance with this, the present invention is directed to an improved downhole device containing a fluid channel for pumping fluid between an underground formation and a surface installation, the device being able to fulfill the above requirements.

В соответствии с настоящим изобретением предложено скважинное устройство, содержащее канал для флюида, предназначенный для перекачки флюида между подземной формацией и поверхностной установкой, элемент, который может переходить из первого состояния во второе состояния при контакте элемента с выбранным флюидом, причем указанный элемент расположен так, что он, по существу, закрывает канал для флюида при переходе элемента из первого состояния во второе состояние в результате контакта этого элемента с выбранным флюидом.In accordance with the present invention, there is provided a downhole device comprising a fluid channel for pumping fluid between an underground formation and a surface installation, an element that can transition from a first state to a second state when the element contacts a selected fluid, said element being positioned so that it essentially closes the fluid channel when the element transitions from the first state to the second state as a result of the contact of this element with the selected fluid.

Таким образом, когда выбранный флюид достигает указанного элемента, канал для флюида закрывается, что предотвращает перекачку выбранного флюида между формацией и поверхностной установкой. В результате, если выбранный флюид представляет собой содержащийся в формации нежелательный флюид, такой как вода формации, таким образом предотвращается перекачка нежелательного флюида из формации в поверхностную установку.Thus, when the selected fluid reaches the indicated element, the fluid channel is closed, which prevents the selected fluid from being pumped between the formation and the surface unit. As a result, if the selected fluid is an unwanted fluid contained in the formation, such as formation water, the unwanted fluid is prevented from being pumped from the formation to the surface unit.

Соответственно скважинное устройство выполнено с возможностью установки в скважине, пробуренной в подземной формации.Accordingly, the downhole device is configured to be installed in a well drilled in an underground formation.

Предпочтительно указанный элемент имеет больший объем во втором состоянии, чем в первом состоянии.Preferably, said element has a larger volume in the second state than in the first state.

В предпочтительном варианте выполнения устройства указанный элемент содержит элемент из набухающего материала, который набухает при контакте этого элемента с выбранным флюидом, причем указанный элемент из набухающего материала расположен так, что он, по существу, закрывает все каналы для флюида при набухании указанного элемента в результате контакта этого элемента с выбранным флюидом.In a preferred embodiment of the device, said element comprises an element of swellable material that swells when this element contacts a selected fluid, said element of swellable material being positioned so that it substantially closes all channels for the fluid when the element swells as a result of contact this item with the selected fluid.

Избирательный приток требуемого флюида в скважину при исключении притока нежелательного флюида предпочтительно обеспечивается путем формирования в указанном элементе множества указанных каналов для флюида, благодаря чему только часть указанного элемента набухает в результате контакта указанной части элемента с выбранным флюидом, и в котором каналы для флюида, сформированные в набухающей части, закрываются, в то время как каналы для флюида в остальной части указанного элемента остаются открытыми.Selective flow of the desired fluid into the well while eliminating the flow of unwanted fluid is preferably achieved by forming a plurality of said fluid channels in said element, whereby only a part of said element swells as a result of contact of said part of the element with a selected fluid, and in which fluid channels formed in swellable parts are closed, while the channels for the fluid in the rest of the specified element remain open.

Предпочтительно устройство дополнительно включает перфорированную полую трубу, и элемент набухающего материала включает муфту из набухающего материала, причем указанная муфта расположена вокруг перфорированной полой трубы.Preferably, the device further includes a perforated hollow pipe, and the swellable material element includes a sleeve of swellable material, said sleeve being located around the perforated hollow pipe.

Для исключения подачи песка из скважины перфорированная полая труба предпочтительно содержит слой фильтра, исключающий поток частиц песка из скважины в поверхностную установку.To prevent sand from entering the well, the perforated hollow pipe preferably comprises a filter layer to prevent sand particles from flowing from the well into the surface unit.

Предпочтительно слой фильтра расположен между перфорированной полой трубой и муфтой из набухающего материала.Preferably, the filter layer is located between the perforated hollow pipe and the sleeve of swellable material.

Муфта может быть, например, выполнена в виде проницаемой муфты, перфорированной муфты или муфты, имеющей открытую структуру в виде ткани.The sleeve may, for example, be in the form of a permeable sleeve, a perforated sleeve, or a sleeve having an open fabric structure.

Краткое описание чертежейBrief Description of the Drawings

Настоящее изобретение будет более подробно описано ниже со ссылкой на прилагаемый чертеж, на котором схематично показан вариант выполнения скважинного устройства в соответствии с настоящим изобретением.The present invention will be described in more detail below with reference to the accompanying drawing, which schematically shows an embodiment of a downhole device in accordance with the present invention.

Подробное описание изобретенияDETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION

На чертеже показана нижняя часть скважины 1, сформированной в подземной формации 3, имеющей зону 4, содержащую углеводород в виде нефти, и зону 5, содержащую воду, которая расположена под зоной 4 углеводорода в виде нефти. Обсадная труба 6 продолжается от поверхности до определенной глубины от дна 8 скважины. Цементный слой 10 между обсадной трубой 6 и стенкой 12 скважины 1 фиксирует обсадную трубу 6 в скважине.The drawing shows the lower part of a well 1 formed in an underground formation 3 having a zone 4 containing a hydrocarbon in the form of oil, and a zone 5 containing water, which is located under a zone 4 of a hydrocarbon in the form of oil. The casing 6 extends from the surface to a certain depth from the bottom 8 of the well. A cement layer 10 between the casing 6 and the wall 12 of the well 1 fixes the casing 6 in the well.

Расширяемый в радиальном направлении эксплуатационный хвостовик 14 продолжается от нижней концевой части 16 обсадной трубы 6 до уровня, расположенного рядом с дном 8 скважины. Хвостовик 14 включает верхнюю часть в форме трубы 20 хвостовика и нижнюю часть в форме трубчатого песчаного фильтра 22, который, по существу, предназначен для предотвращения притока песка в хвостовик 14 во время добычи углеводорода в виде нефти из зоны 4 формации. Труба 20 хвостовика и песчаный фильтр 22 взаимно соединены с помощью резьбового соединителя 24. Верхняя часть 18 трубы 20 хвостовика, которая продолжается внутрь обсадной трубы 6, была расширена в радиальном направлении до внутренней поверхности обсадной трубы 6 с образованием плотной подгонки на границе раздела с обсадной трубой 6.The radially expandable production liner 14 extends from the lower end portion 16 of the casing 6 to a level adjacent to the bottom 8 of the well. The liner 14 includes an upper portion in the form of a liner pipe 20 and a lower portion in the form of a tubular sand filter 22, which is essentially designed to prevent the influx of sand into the liner 14 during hydrocarbon production in the form of oil from formation zone 4. The liner pipe 20 and the sand filter 22 are mutually connected by a threaded connector 24. The upper part 18 of the liner pipe 20, which extends into the casing 6, has been radially expanded to the inner surface of the casing 6 to form a tight fit at the interface with the casing 6.

Песчаный фильтр 22 включает трубу для флюида в форме основной трубы 26, в которой выполнены сквозные отверстия 28, слой 30 фильтра вокруг основной трубы 26 и набухающую муфту 32 вокруг слоя 30 фильтра. На чертеже часть правой половины песчаного фильтра 22 показана в продольном разрезе, и левая половина показана на виде сбоку, причем участки слоя 30 фильтра и муфты 32 в левой части удалены для ясности изображения.The sand filter 22 includes a fluid pipe in the form of a main pipe 26 in which through holes 28 are formed, a filter layer 30 around the main pipe 26 and a swellable sleeve 32 around the filter layer 30. In the drawing, a portion of the right half of the sand filter 22 is shown in longitudinal section, and the left half is shown in side view, with portions of the filter layer 30 and the clutch 32 on the left being removed for clarity.

Муфта 32 изготовлена из набухающего эластомерного полимера, причем этот полимер набухает при контакте с водой. Соответствующий полимер, набухающий в воде, представляет собой привитой сополимер крахмала - полиакриловую кислоту. Материал муфты 32 не проявляет существенное набухание при контакте с углеводородами типа нефти. Кроме того, муфта содержит множество каналов для флюида, выполненных в форме сквозных отверстий 34. Размер сквозных отверстий выбран таким, что они закрываются, когда полимерный материал муфты 32 набухает при контакте с водой.The sleeve 32 is made of a swellable elastomeric polymer, and this polymer swells upon contact with water. The corresponding water swellable polymer is a grafted starch copolymer, polyacrylic acid. Clutch material 32 does not exhibit significant swelling upon contact with hydrocarbons such as oil. In addition, the sleeve contains many channels for the fluid, made in the form of through holes 34. The size of the through holes is selected so that they close when the polymer material of the sleeve 32 swells in contact with water.

При нормальной работе обсадную трубу 6 опускают и цементируют в скважине 1, после чего хвостовик 14 погружают через обсадную трубу 6. Затем хвостовик 14 расширяют в радиальном направлении путем накачки, выталкивания или вытягивания расширителя через хвостовик 14, в результате чего происходит расширение трубы 20 обкладки и песчаного фильтра 22.During normal operation, the casing 6 is lowered and cemented in the well 1, after which the liner 14 is immersed through the casing 6. Then, the liner 14 is expanded in the radial direction by pumping, pushing or pulling the expander through the liner 14, as a result of which the lining pipe 20 expands and sand filter 22.

При этом верхний участок 18 трубы 20 хвостовика в результате расширения плотно фиксируется на обсадной трубе 6.In this case, the upper section 18 of the shank pipe 20 as a result of expansion is tightly fixed on the casing 6.

Затем добывают нефть из зоны 4 формации, которую перекачивают через песчаный фильтр 22 внутрь хвостовика 14 и оттуда на поверхность через одну или больше эксплуатационных труб (не показаны). В течение срока эксплуатации скважины уровень поверхности контакта нефти/воды на поверхности раздела зон 4 и 5 может повышаться из-за истощения месторождения нефти. Когда поверхность контакта нефти/воды достигает нижнего конца песчаного фильтра 22, полимерный материал в нижней концевой части муфты 32, который входит в контакт с водой из формации, набухает в результате контакта с водой. Сквозные отверстия 34 в нижней концевой части муфты 32 после этого, по существу, закрываются. Таким образом, предотвращается попадание воды из формации в нижнюю концевую часть песчаного фильтра 22, в то время как нефть все еще может поступать в остальную верхнюю часть песчаного фильтра 22. Количество закрывшихся сквозных отверстий 34 постепенно увеличивается по мере подъема уровня воды, до тех пор пока все сквозные отверстия 34 не закроются, когда уровень воды достигнет верхней части песчаного экрана 22.Then oil is extracted from formation zone 4, which is pumped through a sand filter 22 into the liner 14 and from there to the surface through one or more production pipes (not shown). During the life of the well, the level of the oil / water contact surface at the interface between zones 4 and 5 may increase due to depletion of the oil field. When the oil / water contact surface reaches the lower end of the sand filter 22, the polymer material at the lower end of the sleeve 32, which comes into contact with water from the formation, swells as a result of contact with water. The through holes 34 in the lower end of the sleeve 32 are then substantially closed. Thus, water from the formation is prevented from entering the lower end of the sand filter 22, while oil can still enter the remaining upper part of the sand filter 22. The number of closed through holes 34 gradually increases as the water level rises until all through holes 34 will not close when the water level reaches the top of the sand screen 22.

Набухающая муфта 32, таким образом, эффективно предотвращает подачу существенных количеств воды из формации во время срока эксплуатации скважины.Swellable sleeve 32, thus, effectively prevents the supply of significant amounts of water from the formation during the life of the well.

Следует понимать, что объем настоящего изобретения не ограничивается применением описанной выше муфты из набухающего материала и что в объем настоящего изобретения включены варианты, в которых набухающий материал, при набухании в результате контакта с нежелательным флюидом, вызывает повышенное сопротивление притоку нежелательного флюида.It should be understood that the scope of the present invention is not limited to the use of the swellable material coupling described above, and that variants are included in the scope of the present invention in which the swellable material, upon swelling as a result of contact with an undesired fluid, causes increased resistance to the flow of undesired fluid.

Вместо использования набухающей муфты вокруг слоя фильтра муфта может быть установлена между слоем фильтра и основной трубой. Кроме того, муфта может содержать внешний защитный экран.Instead of using a swellable sleeve around the filter layer, a sleeve can be installed between the filter layer and the main pipe. In addition, the coupling may comprise an external shield.

Вместо расширения верхнего участка обкладки к обсадной трубе для создания взаимной подгонки можно использовать обычную подвеску хвостовика.Instead of expanding the upper portion of the lining to the casing, a conventional liner suspension can be used to create mutual fit.

Вместо применения муфты непосредственно в слое фильтра такая муфта может быть установлена на несущей ткани из инертного материала, такого как сталь, стекловолокно или углеродное волокно или ненабухающий полимер.Instead of using the sleeve directly in the filter layer, such a sleeve can be mounted on a carrier fabric of an inert material such as steel, fiberglass or carbon fiber or a non-swelling polymer.

Claims (13)

1. Скважинное устройство, содержащее канал для флюида, предназначенный для перекачки флюида между подземной формацией и поверхностной установкой, а также элемент из набухающего материала, который набухает при контакте элемента с выбранным флюидом, причем указанный элемент из набухающего материала сформирован в виде муфты, в которой канал для флюида проходит через стенку так, что канал для флюида, по существу, закрывается при набухании элемента в результате контакта элемента с выбранным флюидом, причем скважинное устройство дополнительно включает слой фильтра, предназначенный для предотвращения потока твердых частиц из подземной формации в поверхностную установку, выполненный в форме песчаного фильтра, характеризующееся тем, что муфта из набухающего материала расположена вокруг слоя фильтра.1. A downhole device comprising a fluid channel for pumping fluid between the subterranean formation and the surface unit, as well as an element of swellable material that swells when the element contacts the selected fluid, said element of swellable material being formed in the form of a sleeve in which the channel for the fluid passes through the wall so that the channel for the fluid essentially closes when the element swells as a result of the contact of the element with the selected fluid, and the downhole device is additional о includes a filter layer designed to prevent the flow of solid particles from the underground formation into a surface installation made in the form of a sand filter, characterized in that the coupling of swellable material is located around the filter layer. 2. Скважинное устройство по п.1, предназначенное для установки в скважине, сформированной в подземной формации.2. The downhole tool according to claim 1, intended for installation in a well formed in an underground formation. 3. Скважинное устройство по п.1, содержащее первый указанный канал для флюида, сформированный в первой части указанного элемента, и второй указанный канал для флюида, сформированный во второй части указанного элемента, в котором первый канал для флюида закрывается в результате контакта первой части элемента с выбранным флюидом, и в котором второй канал для флюида открыт.3. The downhole device according to claim 1, containing the first specified channel for the fluid formed in the first part of the specified element, and the second specified channel for the fluid formed in the second part of the specified element, in which the first channel for the fluid is closed as a result of contact of the first part of the element with the selected fluid, and in which the second fluid channel is open. 4. Скважинное устройство по п.3, в котором первая часть элемента содержит множество указанных каналов для первого флюида, и вторая часть элемента содержит множество указанных каналов для второго флюида.4. The downhole tool according to claim 3, in which the first part of the element contains many of these channels for the first fluid, and the second part of the element contains many of these channels for the second fluid. 5. Скважинное устройство по любому из пп.1-4, в котором указанный элемент из набухающего материала сформирован в виде трубы, и в котором канал для флюида или каждый канал для флюида проходит через стенку трубы.5. The downhole device according to any one of claims 1 to 4, in which the specified element of swellable material is formed in the form of a pipe, and in which the channel for the fluid or each channel for the fluid passes through the wall of the pipe. 6. Скважинное устройство по п.5, дополнительно содержащее перфорированную трубу, и в котором элемент из набухающего материала расположен вокруг перфорированной трубы.6. The downhole tool of claim 5, further comprising a perforated pipe, and in which an element of swellable material is located around the perforated pipe. 7. Скважинное устройство по п.6, в котором слой фильтра расположен между перфорированной трубой и муфтой из набухающего материала.7. The downhole tool according to claim 6, in which the filter layer is located between the perforated pipe and the sleeve of swellable material. 8. Скважинное устройство по п.6 или 7, в котором перфорированная труба выполнена с возможностью расширения в радиальном направлении.8. The downhole tool according to claim 6 or 7, in which the perforated pipe is made expandable in the radial direction. 9. Скважинное устройство по любому из пп.1-3, в котором муфта выбирается из следующей группы: проницаемая муфта, перфорированная муфта, и муфта, имеющая открытую структуру в виде ткани.9. The downhole device according to any one of claims 1 to 3, in which the sleeve is selected from the following group: a permeable sleeve, a perforated sleeve, and a sleeve having an open fabric structure. 10. Скважинное устройство по п.8, в котором скважинное устройство расположено в скважине, и в котором песчаный фильтр радиально расширен так, что муфта, по существу, находится в контакте со стенкой скважины.10. The downhole tool of claim 8, in which the downhole device is located in the well, and in which the sand filter is radially expanded so that the sleeve is essentially in contact with the wall of the well. 11. Скважинное устройство по любому из пп.1-3, в котором выбранный флюид представляет собой воду из подземной формации.11. The downhole device according to any one of claims 1 to 3, in which the selected fluid is water from an underground formation. 12. Скважинное устройство по любому из пп.1-3, в котором указанный элемент содержит материал, набухающий от воды, выбранный из следующей группы: привитой сополимер крахмала - полиакриловая кислота, привитой сополимер поливинилового спирта и ангидрида циклической кислоты, изобутилен-малеиновый ангидрид, полимеры типа полимеров акриловой кислоты, сополимер винилацетата и акрилата, оксидные полимеры полиэтилена, полимеры типа карбоксиметилцеллюлозы, привитые сополимеры крахмала и полиакрилонитрила и т.п., сильно набухающие глинистые материалы, бентонит натрия, и бентонит натрия, содержащий монтмориллонит в качестве основного ингредиента.12. The downhole device according to any one of claims 1 to 3, in which the specified element contains a material that swells from water, selected from the following group: grafted copolymer of starch - polyacrylic acid, grafted copolymer of polyvinyl alcohol and cyclic anhydride, isobutylene-maleic anhydride, polymers such as polymers of acrylic acid, a copolymer of vinyl acetate and acrylate, oxide polymers of polyethylene, polymers such as carboxymethyl cellulose, grafted copolymers of starch and polyacrylonitrile, etc., highly swelling clay materials Ala, sodium bentonite, and sodium bentonite containing montmorillonite as the main ingredient. Приоритет:A priority: 06.09.2002 - пп.1-12.09/06/2002 - claims 1-12.
RU2005109925/03A 2002-09-06 2003-09-05 Downhole device for selective fluid pumping RU2317403C2 (en)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EP02078685.1 2002-09-06
EP02078685 2002-09-06

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2005109925A RU2005109925A (en) 2006-01-20
RU2317403C2 true RU2317403C2 (en) 2008-02-20

Family

ID=31970410

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2005109925/03A RU2317403C2 (en) 2002-09-06 2003-09-05 Downhole device for selective fluid pumping

Country Status (6)

Country Link
US (1) US20050252651A1 (en)
AU (1) AU2003264283A1 (en)
GB (1) GB2409480B (en)
NO (1) NO20051682L (en)
RU (1) RU2317403C2 (en)
WO (1) WO2004022911A2 (en)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2705245C2 (en) * 2010-02-04 2019-11-07 Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. Downhole device (embodiments), flow control device and method for independent direction of fluid flow into underground wellbore

Families Citing this family (46)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
AU2004260885B2 (en) * 2003-07-29 2007-11-08 Swellfix Uk Limited System for sealing a space in a wellbore
US6976542B2 (en) * 2003-10-03 2005-12-20 Baker Hughes Incorporated Mud flow back valve
GB2428264B (en) 2004-03-12 2008-07-30 Schlumberger Holdings Sealing system and method for use in a well
CN100575660C (en) * 2004-06-25 2009-12-30 国际壳牌研究有限公司 The screen casing that shakes out in the control pit shaft
CN1973112B (en) * 2004-06-25 2010-12-08 国际壳牌研究有限公司 Screen for controlling inflow of solid particles in a wellbore
CA2530969C (en) * 2004-12-21 2010-05-18 Schlumberger Canada Limited Water shut off method and apparatus
US8011438B2 (en) * 2005-02-23 2011-09-06 Schlumberger Technology Corporation Downhole flow control with selective permeability
US20070012444A1 (en) * 2005-07-12 2007-01-18 John Horgan Apparatus and method for reducing water production from a hydrocarbon producing well
US7373991B2 (en) 2005-07-18 2008-05-20 Schlumberger Technology Corporation Swellable elastomer-based apparatus, oilfield elements comprising same, and methods of using same in oilfield applications
US7407007B2 (en) 2005-08-26 2008-08-05 Schlumberger Technology Corporation System and method for isolating flow in a shunt tube
US7543640B2 (en) 2005-09-01 2009-06-09 Schlumberger Technology Corporation System and method for controlling undesirable fluid incursion during hydrocarbon production
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
US20080041581A1 (en) * 2006-08-21 2008-02-21 William Mark Richards Apparatus for controlling the inflow of production fluids from a subterranean well
GB2446399B (en) * 2007-02-07 2009-07-15 Swelltec Ltd Downhole apparatus and method
US20080220991A1 (en) * 2007-03-06 2008-09-11 Halliburton Energy Services, Inc. - Dallas Contacting surfaces using swellable elements
GB2448298B (en) * 2007-04-10 2009-12-23 Swelltec Ltd Downhole apparatus 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
US10011763B2 (en) 2007-07-25 2018-07-03 Schlumberger Technology Corporation Methods to deliver fluids on a well site with variable solids concentration from solid slurries
US8490699B2 (en) 2007-07-25 2013-07-23 Schlumberger Technology Corporation High solids content slurry methods
US9080440B2 (en) 2007-07-25 2015-07-14 Schlumberger Technology Corporation Proppant pillar placement in a fracture with high solid content fluid
US9040468B2 (en) 2007-07-25 2015-05-26 Schlumberger Technology Corporation Hydrolyzable particle compositions, treatment fluids and methods
GB2455807B (en) * 2007-12-22 2012-08-22 Weatherford Lamb Isolating tubing
GB2489620B (en) * 2007-12-22 2012-11-14 Weatherford Lamb Method for producing isolating tubing
US20090176667A1 (en) * 2008-01-03 2009-07-09 Halliburton Energy Services, Inc. Expandable particulates and methods of their use in subterranean formations
US7712529B2 (en) 2008-01-08 2010-05-11 Halliburton Energy Services, Inc. Sand control screen assembly and method for use of same
US7703520B2 (en) 2008-01-08 2010-04-27 Halliburton Energy Services, Inc. Sand control screen assembly and associated methods
US7841409B2 (en) 2008-08-29 2010-11-30 Halliburton Energy Services, Inc. Sand control screen assembly and method for use of same
US7866383B2 (en) 2008-08-29 2011-01-11 Halliburton Energy Services, Inc. Sand control screen assembly and method for use of same
US7814973B2 (en) 2008-08-29 2010-10-19 Halliburton Energy Services, Inc. Sand control screen assembly and method for use of same
US8550103B2 (en) * 2008-10-31 2013-10-08 Schlumberger Technology Corporation Utilizing swellable materials to control fluid flow
GB0905819D0 (en) 2009-04-03 2009-05-20 Swellfix Bv Seal assembly
US8807216B2 (en) 2009-06-15 2014-08-19 Halliburton Energy Services, Inc. Cement compositions comprising particulate foamed elastomers and associated methods
US8256510B2 (en) * 2009-08-12 2012-09-04 Halliburton Energy Services, Inc. Control screen assembly
US8662172B2 (en) * 2010-04-12 2014-03-04 Schlumberger Technology Corporation Methods to gravel pack a well using expanding materials
GB201009395D0 (en) * 2010-06-04 2010-07-21 Swelltec Ltd Well intervention and control method and apparatus
US8505628B2 (en) 2010-06-30 2013-08-13 Schlumberger Technology Corporation High solids content slurries, systems and methods
US8511381B2 (en) 2010-06-30 2013-08-20 Schlumberger Technology Corporation High solids content slurry methods and systems
US9133387B2 (en) 2011-06-06 2015-09-15 Schlumberger Technology Corporation Methods to improve stability of high solid content fluid
US9863228B2 (en) 2012-03-08 2018-01-09 Schlumberger Technology Corporation System and method for delivering treatment fluid
US9803457B2 (en) 2012-03-08 2017-10-31 Schlumberger Technology Corporation System and method for delivering treatment fluid
US9528354B2 (en) 2012-11-14 2016-12-27 Schlumberger Technology Corporation Downhole tool positioning system and method
US9388335B2 (en) 2013-07-25 2016-07-12 Schlumberger Technology Corporation Pickering emulsion treatment fluid
GB2562235B (en) * 2017-05-08 2021-07-07 Reactive Downhole Tools Ltd Swellable conformance tool

Family Cites Families (41)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2103482A (en) * 1935-08-20 1937-12-28 Mccandless Lyon Liquid measuring device
US3170516A (en) * 1962-06-25 1965-02-23 Jersey Prod Res Co Method of plugging a well bore with a thermosetting resin
US3179168A (en) * 1962-08-09 1965-04-20 Pan American Petroleum Corp Metallic casing liner
US3312296A (en) * 1964-05-13 1967-04-04 Halliburton Co Method of reducing the permeability of portions of bore holes
US3297092A (en) * 1964-07-15 1967-01-10 Pan American Petroleum Corp Casing patch
US3385367A (en) * 1966-12-07 1968-05-28 Kollsman Paul Sealing device for perforated well casing
US3960801A (en) * 1973-06-18 1976-06-01 Halliburton Company Pumpable epoxy resin composition
US3933204A (en) * 1974-10-15 1976-01-20 Shell Oil Company Plugging subterranean regions with acrylic-epoxy resin-forming emulsions
US4216829A (en) * 1977-10-06 1980-08-12 Halliburton Company Gelled water epoxy sand consolidation system
CA1145131A (en) * 1980-04-05 1983-04-26 Hajime Yamaji Aqueously-swelling water stopper and a process of stopping water thereby
AU527122B2 (en) * 1980-10-17 1983-02-17 Hayakawa Rubber Co. Ltd. Reclaimed butyl rubber water stopper
NO162810C (en) * 1982-04-06 1992-08-13 Schlumberger Cie Dowell CEMENT SUSPENSION AND PROCEDURE FOR CEMENTATION OF OIL BROWNS AND GEOTHERMIC BURNS.
US4590227A (en) * 1984-10-24 1986-05-20 Seitetsu Kagaku Co., Ltd. Water-swellable elastomer composition
GB8509320D0 (en) * 1985-04-11 1985-05-15 Shell Int Research Preventing fluid migration around well casing
US5011875A (en) * 1985-09-28 1991-04-30 Hiroshima Kasei Ltd. Corrosion resistant, water expandable composition
AU582901B2 (en) * 1985-10-07 1987-04-09 C.I. Kasei Co., Ltd. A waterstop
US4797159A (en) * 1986-07-25 1989-01-10 Dowell Schlumberger Incorporated Expandable cement composition
US4898242A (en) * 1986-07-30 1990-02-06 Mobil Oil Corporation Method for suspending wells
GB2197363B (en) * 1986-11-14 1990-09-12 Univ Waterloo Packing seal for boreholes
US4919989A (en) * 1989-04-10 1990-04-24 American Colloid Company Article for sealing well castings in the earth
US5290844A (en) * 1989-07-28 1994-03-01 C. I. Kasei Co., Ltd. Water-swellable adhesive water stop
US4921047A (en) * 1989-08-10 1990-05-01 Conoco Inc. Composition and method for sealing permeable subterranean formations
GB2248255B (en) * 1990-09-27 1994-11-16 Solinst Canada Ltd Borehole packer
US5159980A (en) * 1991-06-27 1992-11-03 Halliburton Company Well completion and remedial methods utilizing rubber latex compositions
US5215147A (en) * 1991-12-19 1993-06-01 Mobil Oil Corporation Method for selectively closing an intermediate zone of a near wellbore area
JP2729871B2 (en) * 1992-01-10 1998-03-18 信越化学工業株式会社 Fluorosilicone rubber composition
JP2660468B2 (en) * 1992-03-24 1997-10-08 信越化学工業株式会社 Fluorine-containing silicone rubber composition
US5355956A (en) * 1992-09-28 1994-10-18 Halliburton Company Plugged base pipe for sand control
US5497829A (en) * 1993-11-17 1996-03-12 Foam Concepts, Inc. Expansion foam borehole plug and method
US5484020A (en) * 1994-04-25 1996-01-16 Shell Oil Company Remedial wellbore sealing with unsaturated monomer system
UA67719C2 (en) * 1995-11-08 2004-07-15 Shell Int Research Deformable well filter and method for its installation
US5712314A (en) * 1996-08-09 1998-01-27 Texaco Inc. Formulation for creating a pliable resin plug
US5738463A (en) * 1996-08-15 1998-04-14 Halliburton Company Elastomeric grouting of subsurface conduits
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
US5873413A (en) * 1997-08-18 1999-02-23 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of modifying subterranean strata properties
US6006834A (en) * 1997-10-22 1999-12-28 Halliburton Energy Services, Inc. Formation evaluation testing apparatus and associated methods
US6012524A (en) * 1998-04-14 2000-01-11 Halliburton Energy Services, Inc. Remedial well bore sealing methods and compositions
AU3219000A (en) * 1999-01-29 2000-08-18 Schlumberger Technology Corporation Controlling production
EP1301686B1 (en) * 2000-07-21 2005-04-13 Sinvent AS Combined liner and matrix system
US6364016B1 (en) * 2000-10-26 2002-04-02 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of reducing the water permeability of subterranean formations

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2705245C2 (en) * 2010-02-04 2019-11-07 Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. Downhole device (embodiments), flow control device and method for independent direction of fluid flow into underground wellbore

Also Published As

Publication number Publication date
GB2409480A (en) 2005-06-29
WO2004022911A2 (en) 2004-03-18
WO2004022911A3 (en) 2004-04-22
US20050252651A1 (en) 2005-11-17
WO2004022911A8 (en) 2005-05-12
GB0504531D0 (en) 2005-04-13
RU2005109925A (en) 2006-01-20
NO20051682L (en) 2005-04-05
AU2003264283A8 (en) 2004-03-29
AU2003264283A1 (en) 2004-03-29
GB2409480B (en) 2006-06-28

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2317403C2 (en) Downhole device for selective fluid pumping
CN101080548B (en) A method and a device for sealing a void incompletely filled with a cast material
EP2329103B1 (en) Sand control screen assembly and method for use of same
EP2245266B1 (en) Sand control screen assembly and method for use of same
US7814973B2 (en) Sand control screen assembly and method for use of same
US7866383B2 (en) Sand control screen assembly and method for use of same
EP2142756B1 (en) Downhole apparatus and method
BR0316378B1 (en) A method of treating a well extending from a wellhead into an underground formation.
NO328023B1 (en) Equipment and methods for using an insert liner inside a drilling well
CA2840177C (en) Cementing tool
EA004456B1 (en) Well packing
EA009188B1 (en) Screen for controlling sand production in a wellbore
US20040251033A1 (en) Method for using expandable tubulars
EA023036B1 (en) Packer for alternate path gravel packing, and method for completing an open-hole wellbore
NO329430B1 (en) Proppant packing system for forming a zone of insulated proppant package as well as a method for building the proppant package
WO2018237222A1 (en) Gravel packing system and method
RU2554610C2 (en) Method to seal borehole and device to this end
US20230003096A1 (en) Mixed element swell packer system and method
US20220170337A1 (en) Method For Pulling Tubulars Using A Pressure Wave
GB2226583A (en) Method of placing a pipe string in a borehole and pipe section for use in the method
CN115110923A (en) Composite sand prevention system and method for gas hydrate exploitation completion

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20120906