RU2411347C2 - Скважинная система, проходящая через соляной слой - Google Patents
Скважинная система, проходящая через соляной слой Download PDFInfo
- Publication number
- RU2411347C2 RU2411347C2 RU2007126853/03A RU2007126853A RU2411347C2 RU 2411347 C2 RU2411347 C2 RU 2411347C2 RU 2007126853/03 A RU2007126853/03 A RU 2007126853/03A RU 2007126853 A RU2007126853 A RU 2007126853A RU 2411347 C2 RU2411347 C2 RU 2411347C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- rubber
- well
- ethylene
- pipeline
- fluid
- Prior art date
Links
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 title claims abstract description 50
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 title abstract 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 34
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 claims abstract description 30
- 239000013013 elastic material Substances 0.000 claims abstract description 22
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 20
- 230000008961 swelling Effects 0.000 claims abstract description 13
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 12
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 7
- 239000005060 rubber Substances 0.000 claims description 28
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 18
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 14
- 239000013536 elastomeric material Substances 0.000 claims description 13
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 claims description 10
- 229920002943 EPDM rubber Polymers 0.000 claims description 9
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 7
- 229920000459 Nitrile rubber Polymers 0.000 claims description 6
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 229920005557 bromobutyl Polymers 0.000 claims description 6
- 229920005549 butyl rubber Polymers 0.000 claims description 6
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims description 6
- 229920005556 chlorobutyl Polymers 0.000 claims description 6
- 150000002978 peroxides Chemical class 0.000 claims description 6
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 claims description 6
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 5
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 5
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 5
- KUDUQBURMYMBIJ-UHFFFAOYSA-N 2-prop-2-enoyloxyethyl prop-2-enoate Chemical compound C=CC(=O)OCCOC(=O)C=C KUDUQBURMYMBIJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 244000043261 Hevea brasiliensis Species 0.000 claims description 3
- 239000004698 Polyethylene Substances 0.000 claims description 3
- 239000005038 ethylene vinyl acetate Substances 0.000 claims description 3
- 229920003052 natural elastomer Polymers 0.000 claims description 3
- 229920001194 natural rubber Polymers 0.000 claims description 3
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 3
- 229920001200 poly(ethylene-vinyl acetate) Polymers 0.000 claims description 3
- 229920000058 polyacrylate Polymers 0.000 claims description 3
- -1 polyethylene Polymers 0.000 claims description 3
- 229920000573 polyethylene Polymers 0.000 claims description 3
- 229920002379 silicone rubber Polymers 0.000 claims description 3
- 229920006235 chlorinated polyethylene elastomer Polymers 0.000 claims description 2
- 229920001038 ethylene copolymer Polymers 0.000 claims description 2
- 239000004709 Chlorinated polyethylene Substances 0.000 claims 3
- 229920001084 poly(chloroprene) Polymers 0.000 claims 3
- YCKRFDGAMUMZLT-UHFFFAOYSA-N Fluorine atom Chemical compound [F] YCKRFDGAMUMZLT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- 239000011737 fluorine Substances 0.000 claims 2
- 229910052731 fluorine Inorganic materials 0.000 claims 2
- ZHPNWZCWUUJAJC-UHFFFAOYSA-N fluorosilicon Chemical compound [Si]F ZHPNWZCWUUJAJC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- 229920003048 styrene butadiene rubber Polymers 0.000 claims 2
- 239000005062 Polybutadiene Substances 0.000 claims 1
- 239000002174 Styrene-butadiene Substances 0.000 claims 1
- MTAZNLWOLGHBHU-UHFFFAOYSA-N butadiene-styrene rubber Chemical compound C=CC=C.C=CC1=CC=CC=C1 MTAZNLWOLGHBHU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 claims 1
- 229920002857 polybutadiene Polymers 0.000 claims 1
- 239000011115 styrene butadiene Substances 0.000 claims 1
- 239000000806 elastomer Substances 0.000 abstract 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 abstract 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- KAKZBPTYRLMSJV-UHFFFAOYSA-N Butadiene Chemical compound C=CC=C KAKZBPTYRLMSJV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 3
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 3
- PPBRXRYQALVLMV-UHFFFAOYSA-N Styrene Chemical compound C=CC1=CC=CC=C1 PPBRXRYQALVLMV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000001788 irregular Effects 0.000 description 2
- 238000002386 leaching Methods 0.000 description 2
- 239000012858 resilient material Substances 0.000 description 2
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M Acrylate Chemical compound [O-]C(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 230000001934 delay Effects 0.000 description 1
- 229920005560 fluorosilicone rubber Polymers 0.000 description 1
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 1
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 229920001897 terpolymer Polymers 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
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
- E21B33/138—Plastering the borehole wall; Injecting into the formation
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/516—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
-
- 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
- E21B33/127—Packers; Plugs with inflatable sleeve
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Rigid Pipes And Flexible Pipes (AREA)
Abstract
Группа изобретений относится к области крепления нефтяных и газовых скважин в интервале залегания горных пород, склонных к деформациям. Обеспечивает предотвращение повреждения скважинных труб в соляном пласте. Скважинная система включает скважину, проходящую через соляной слой и пробуренную с помощью раствора на основе воды, кольцевое тело из упругого материала в кольцевом пространстве между трубопроводом и соляным слоем. Упругий материал представляет собой эластомерный материал, поддающийся набуханию при контакте с жидкостью на основе нефти. Жидкость на основе нефти является и жидкостью замещения бурового раствора на основе воды, и жидкостью, обеспечивающей набухание эластомерного материала. Способ создания скважины содержит шаги, на которых создают упомянутую скважинную систему. 2 н. и 12 з.п. ф-лы, 2 ил.
Description
Настоящее изобретение относится к скважинной системе, включающей в себя ствол скважины, образованный в формации, причем ствол скважины проходит через соляной слой формации и снабжен трубопроводом с частью, проходящей через соляной слой. Соль в соляном пласте ведет себя как пластичный материал и проявляет ползучесть, когда подвергается неравномерным напряжениям. Если скважина пробурена через соляной пласт, внутрипластовые напряжения в области вокруг скважины изменяются. Например, горизонтальные внутрипластовые напряжения в месте скважины перед тем, как скважина пробурена, заменяются горизонтальными напряжениями величиной, соответствующей гидравлическому давлению жидкости в скважине. Если это давление жидкости ниже, чем удаленные горизонтальные внутрипластовые напряжения в соляном пласте, соль вблизи скважины будет ползти в радиальном направлении внутрь, тем самым снижая поперечный размер ствола скважины. Во многих случаях такая радиальная деформация стенки скважины будет неравномерной либо в осевом направлении, либо в направлении вдоль окружности ствола скважины. С этой точки зрения радиальная деформация стенки скважины может быть более выраженной в некоторых местах, нежели в других местах, так что обсадная труба в скважине может подвергаться локально высокой радиальной нагрузки в результате деформации соли. Условия неоднородной нагрузки могут также произойти, если ствол скважины имеет неправильную форму вследствие, например, вымывания в процессе бурения. Такой ствол скважины неправильной формы будет с самого начала соприкасаться с обсадной трубой в отдельных точках вследствие ползучести соляного пласта, а тем самым будет потенциально вызывать повреждение обсадной трубы, например, путем прогиба обсадной трубы. Если обсадная труба зацементирована в стволе скважины, цемент обычно будет заполнять неправильности в стволе скважины и тем самым компенсировать условие неравномерной нагрузки. Однако во многих случаях цемент не будет полностью заполнять отклонения от правильной формы ствола скважины, особенно если в стволе скважины случаются большие вымывания.
Таким образом, имеется необходимость в усовершенствовании скважинной системы, в которой скважина проходит через соляной слой, так чтобы система снижала риск повреждения скважинных труб и преодолевала бы недостатки уровня техники.
В соответствии с изобретением предлагается скважинная система, включающая в себя скважину, образованную в формации, причем скважина проходит в соляной слой формации. Скважинная система содержит трубопровод, размещенный в скважине так, что, по меньшей мере, часть трубопровода окружена соляным слоем, при этом между упомянутой частью трубопровода и стенкой скважины образовано кольцевое пространство, скважинная система содержит также кольцевое тело из упругого материала, размещенное в упомянутом кольцевом пространстве и проходящее, по существу, по длине упомянутой части трубопровода, окруженной соляным слоем.
Благодаря этому достигается то, что упругий материал распределяет высокие радиальные нагрузки, вызванные неравномерной ползучестью соли, более равномерно по длине трубопровода. Посредством этого предотвращается локальное перенапряжение трубопровода вследствие такой неравномерной ползучести.
Соответственно кольцевое тело образует кольцевой слой на наружной поверхности трубопровода, причем этот кольцевой слой проходит непрерывно, по существу, по всей длине упомянутой части трубопровода, окруженной соляным слоем.
Вместо обеспечения непрерывного слоя упругого материала в кольцевом пространстве в это кольцевое пространство можно ввести множество частиц упругого материала, чтобы образовать полунепрерывное упругое кольцевое тело.
Предпочтительно, чтобы упомянутый упругий материал был набухающим материалом, поддающимся набуханию при контакте с выбранной жидкостью. За счет набухания упругого материала в кольцевом пространстве достигается то, что упругий материал заполняет кольцевое пространство так, что тем самым предотвращается поток скважинного флюида в осевом направлении через кольцевое пространство. Кроме того, набухший упругий материал контактирует со стенкой скважины до того, как происходит значительный дрейф соляного пласта, и любое стремление стенки скважины деформироваться неравномерно, по существу, нейтрализуется противодавлением от набухшего упругого материала.
Подходящим набухающим материалом является эластомерный материал, а выбранная жидкость представляет собой углеводородный флюид.
Например, набухающий материал включает в себя, по меньшей мере, одно из следующей группы: натуральный каучук, нитриловый каучук, гидрированный нитриловый каучук, бутадиенакрилатный каучук, полиакрилатный каучук, бутилкаучук, бромированный бутилкаучук, хлорированный бутилкаучук, хлорированный полиэтилен, неопреновый каучук, каучук из сополимера стирола и бутадиена, сульфированный полиэтилен, этилен-акрилатный каучук, сополимер оксид эпихлоргидриноэтилен, сополимер этилен-пропилен (с перекисными поперечными связями), сополимер этилен-пропилен (с серными поперечными связями), каучук из терполимера этилен-пропилен-диен, сополимер этилен-винилацетат, фтористые каучуки, фторсиликоновый каучук и силиконовые каучуки.
Предпочтительными набухающими материалами являются каучук ЕР (D) М (сополимер этилен-пропилен либо с перекисными либо с серными поперечными связями), каучук ЕРТ (каучук из терполимера этилен-пропилен-диен), бутилкаучук, бромированный бутилкаучук, хлорированный бутилкаучук и хлорированный полиэтилен.
Соответственно углеводородный флюид находится в потоке бурового раствора на основе нефти, закачиваемого в скважину во время бурения скважины.
Настоящее изобретение относится также к способу создания скважины в формации, в котором скважина проходит через соляной слой формации. Способ содержит шаги, на которых бурят упомянутую скважину с помощью бурового раствора, размещают трубопровод в скважине, причем по меньшей мере часть трубопровода окружена соляным слоем, и при этом между упомянутой частью трубопровода и стенкой скважины формируется кольцевое пространство, способ также содержит шаг, на котором размещают кольцевое тело из упругого материала в кольцевом пространстве так, что кольцевое тело проходит, по существу, по длине упомянутой части трубопровода, окруженной соляным слоем, причем упомянутый упругий материал поддается набуханию при контакте с буровым раствором.
Соответственно упругий материал представляет собой эластомерный материал, поддающийся набуханию при контакте с буровым раствором на основе нефти, закачиваемым в скважину во время бурения скважины.
Альтернативно скважина пробуривается с помощью бурового раствора на основе нефти, а упругий материал представляет собой эластомерный материал, поддающийся набуханию при контакте с жидкостью на основе нефти, закачиваемой в кольцевое пространство так, чтобы заместить находящийся в кольцевом пространстве буровой раствор на основе воды.
Опционально упомянутая жидкость на основе нефти закачивается в скважину как поток вместе с потоком цемента для цементирования обсадной трубы в скважине, причем поток жидкости на основе нефти и поток цемента разнесены друг от друга.
Изобретение будет поясняться более подробно посредством примера со ссылкой на сопровождающие чертежи, на которых:
фиг.1 условно показывает вариант осуществления скважинной системы согласно изобретению до набухания набухающего материала в скважине; и
фиг.2 условно показывает вариант осуществления скважинной системы согласно изобретению после набухания набухающего материала в скважине.
На фиг.1 показана скважинная система 1, включающая в себя скважину 2, образованную в формации 3, имеющей соляной слой 4, через который проходит скважина 2. Трубопровод в виде скважинной обсадной трубы 6 проходит от устья 8 скважины на поверхности в скважину 2, так что часть 10 обсадной трубы 6 проходит через соляной слой 4. Между обсадной трубой 6 и стенкой скважины образуется кольцевое пространство 12. Часть 10 обсадной трубы 6 снабжается кольцевым слоем 14 из каучука EPDM, о котором известно, что он набухает при контакте с углеводородным флюидом, например с нефтью, находящейся в традиционном буровом растворе на основе нефти. Кольцевой слой 14 имеет начальную толщину значительно меньше, чем просвет между обсадной трубой 6 и стенкой скважины, чтобы дать возможность беспрепятственно опускать обсадную трубу 6 с предусмотренным на ней кольцевым слоем 14 в скважину 2.
На фиг.2 показана скважинная система 1 после набухания кольцевого слоя 14 из каучука EPDM вследствие контакта слоя 14 с буровым раствором на основе нефти, присутствующей в скважине. Набухший кольцевой слой 14 выступает в радиальном направлении к стенке скважины, образованной соляным пластом, окружающим скважину 2. Тем самым кольцевое пространство 12 исчезает после набухания кольцевого слоя 14.
При нормальной работе скважина 2 пробуривается традиционным образом с помощью бурового раствора на основе нефти. После того как бурение завершено, в скважину опускается обсадная труба 6 с предусмотренным на ней кольцевым слоем 14 и подвешивается в положении, в котором кольцевой слой 14 выступает, по существу, по длине части обсадной трубы 6, проходящей через соляной слой 4. За счет этого кольцевой слой из каучука EPDM приходит в контакт с буровым раствором на основе нефти и начинает набухать. Набухание слоя 14 продолжается в течение времени, которое может длиться несколько дней до тех пор, пока кольцевой слой 14 не займет полностью кольцевое пространство 12 и тем самым не сместится к стенке скважины при умеренном давлении.
Соль в соляном пласте вблизи стенки скважины стремится течь в радиальном направлении внутрь, так что диаметр части скважины, проходящей через соляной слой 4, снижается медленно. В результате перемещения соли под действием набухшего кольцевого слоя 14 сжимающее давление сосредоточивается в кольцевом слое 14 из каучука EPDM. Во многих случаях соль не будет ползти в радиальном направлении равномерно внутрь по длине секции скважины, проходящей через соляной слой 4. Тем самым могут быть места, где диаметр скважины уменьшается больше, нежели в других местах, вследствие текучести соли, что приведет локально к состояниям сильной нагрузки для обсадной трубы 6, если между обсадной трубой 6 и стенкой скважины не находится каучуковый слой 14. Такая сильная нагрузка отводится каучуковым кольцевым слоем 14, который эластично деформируется вследствие локальной нагрузки и за счет этого распределяет нагрузку по гораздо большей площади обсадной трубы. Распределенная нагрузка имеет значительно более низкую величину, чем высокие локальные нагрузки, которым подвергалась бы обсадная труба в отсутствие кольцевого слоя 14, тем самым приближаясь к равномерной нагрузке обсадной трубы. Таким путем достигается то, что предотвращается поломка обсадной трубы вследствие локальной сильной нагрузки, вызванной неравномерной ползучестью соли. Кроме того, в результате более равномерно распределенного сжимающего давления между солью на стенке скважины и набухшим каучуковым слоем осуществляется противодействие неравномерной ползучести соли по длине части скважины, проходящей через соляной слой 4.
Из вышеприведенного понятно, что набухающий эластомерный материал создает давление на формацию, которое задерживает «втекание» формации в скважину и служит для распространения концентрированных нагрузок, действующих на обсадную трубу из-за неровностей поверхности канала. Давление набухания уменьшается с увеличением объема набухания и наоборот, т.е. существует равновесие между наружными давлениями и внутренними давлениями, связанными с механизмом набухания. Таким образом, если после начального набухания эластомерного материала соляной пласт ползет в радиальном направлении внутрь и контактирует с эластомерным материалом, этот эластомерный материал становится локально сжатым и оказывает обратное давление, чтобы поддержать равновесие. Набухающий эластомерный материал поэтому не только распространяет сконцентрированные нагрузки из ползучей соляной формации, но также отталкивает соляную формацию назад с постепенно нарастающей упругой силой.
В подходящем альтернативном варианте кольцевое тело из упругого материала включает в себя кольцевое тело из песка.
Claims (14)
1. Скважинная система, включающая в себя скважину, образованную в формации, причем скважина проходит в соляной слой формации, содержащая трубопровод, размещенный в скважине так, что, по меньшей мере, часть трубопровода окружена соляным слоем, причем между упомянутой частью трубопровода и стенкой скважины образовано кольцевое пространство, при этом скважинная система содержит также кольцевое тело из упругого материала, размещенное в упомянутом кольцевом пространстве и проходящее, по существу, по длине упомянутой части трубопровода, окруженной соляным слоем, причем упругий материал представляет собой эластомерный материал, поддающийся набуханию при контакте с жидкостью на основе нефти, при этом скважина пробурена с помощью бурового раствора на основе воды, а упомянутая жидкость на основе нефти закачана в кольцевое пространство так, чтобы заместить буровой раствор на основе воды, находящийся в кольцевом пространстве, и обеспечить набухание эластомерного материала.
2. Скважинная система по п.1, в которой упомянутое кольцевое тело образовано как кольцевой слой на наружной поверхности трубопровода, причем упомянутый слой проходит непрерывно, по существу, по всей длине упомянутой части трубопровода, окруженной соляным слоем.
3. Скважинная система по п.1, в которой кольцевое тело образовано из множества частиц упругого материала, введенных в упомянутое кольцевое пространство.
4. Скважинная система по любому из пп.1-3, в которой упомянутый упругий материал является набухающим материалом, поддающимся набуханию при контакте с выбранной жидкостью.
5. Скважинная система по п.4, в которой набухающим материалом является эластомерный материал, а выбранная жидкость представляет собой углеводородный флюид.
6. Скважинная система по п.5, в которой набухающий материал включает в себя, по меньшей мере, один из следующей группы: натуральный каучук, нитриловый каучук, гидрированный нитриловый каучук, бутадиенакрилатный каучук, полиакрилатный каучук, бутилкаучук, бромированный бутилкаучук, хлорированный бутилкаучук, хлорированный полиэтилен, неопреновый каучук, каучук из сополимера стирол-бутадиен, сульфированный полиэтилен, этилен-акрилатный каучук, сополимер оксид эпихлоргидрин-этилен, сополимер этилен-пропилен (с перекисными поперечными связями), сополимер этилен-пропилен (с серными поперечными связями), каучук из терполимера этилен-пропилен-диен, сополимер этилен-винилацетат, фтористые каучуки, фторсиликоновый каучук и силиконовые каучуки.
7. Скважинная система по п.6, в которой набухающий материал выбран из каучука ЕР (D) М (сополимер этилен-пропилен либо с перекисными, либо с серными поперечными связями), каучука ЕРТ (каучук из терполимера этилен-пропилен-диен), бутилкаучука, бромированного бутилкаучука, хлорированного бутилкаучука и хлорированного полиэтилена.
8. Способ создания скважины в формации с соляным слоем, содержащий шаги, на которых: бурят скважину так, чтобы скважина проходила в соляной слой, размещают трубопровод в скважине, чтобы, по меньшей мере, часть трубопровода была окружена соляным слоем, при этом между упомянутой частью трубопровода и стенкой скважины образуется кольцевое пространство, способ также содержит шаг, на котором размещают кольцевое тело из упругого материала в кольцевом пространстве так, что кольцевое тело проходит, по существу, по длине упомянутой части трубопровода, окруженной соляным слоем, причем упомянутый упругий материал поддается набуханию при контакте с выбранной жидкостью, и приводят упомянутый упругий материал в контакт с выбранной жидкостью, при этом упругий материал представляет собой эластомерный материал, поддающийся набуханию при контакте с жидкостью на основе нефти, а скважину бурят с помощью бурового раствора на основе воды, причем упомянутую жидкость на основе нефти закачивают в кольцевое пространство так, чтобы заместить буровой раствор на основе воды, находящийся в кольцевом пространстве, и обеспечить набухание эластомерного материала.
9. Способ по п.8, в котором упомянутую жидкость на основе нефти закачивают в скважину как поток вместе с потоком цемента для цементирования обсадной трубы в скважине, причем поток жидкости на основе нефти и поток цемента разнесены друг от друга.
10. Способ по п.8, в котором упомянутое кольцевое тело формируют как кольцевой слой на наружной поверхности трубопровода, причем упомянутый кольцевой слой проходит непрерывно, по существу, по всей длине упомянутой части трубопровода, окруженной соляным слоем.
11. Способ по п.8, в котором кольцевое тело формируют из множества частиц упругого материала, введенных в упомянутое кольцевое пространство.
12. Способ по п.8, в котором жидкость на основе нефти представляет собой углеводородный флюид.
13. Способ по п.8, в котором набухающий материал выбирают из следующей группы: натуральный каучук, нитриловый каучук, гидрированный нитриловый каучук, бутадиенакрилатный каучук, полиакрилатный каучук, бутилкаучук, бромированный бутилкаучук, хлорированный бутилкаучук, хлорированный полиэтилен, неопреновый каучук, каучук из сополимера стирол-бутадиен, сульфированный полиэтилен, этилен-акрилатный каучук, сополимер оксид эпихлоргидрин-этилен, сополимер этилен-пропилен (с перекисными поперечными связями), сополимер этилен-пропилен (с серными поперечными связями), каучук из терполимера этилен-пропилен-диен, сополимер этилен-винилацетат, фтористые каучуки, фторсиликоновый каучук и силиконовые каучуки.
14. Способ по п.9, в котором набухающий материал выбирают из следующей группы: каучук ЕР (D) М (сополимер этилен-пропилен либо с перекисными, либо с серными поперечными связями), каучук ЕРТ (каучук из терполимера этилен-пропилен-диен), бутилкаучук, бромированный бутилкаучук, хлорированный бутилкаучук и хлорированный полиэтилен.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EP04257819.5 | 2004-12-15 | ||
| EP04257819 | 2004-12-15 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2007126853A RU2007126853A (ru) | 2009-01-27 |
| RU2411347C2 true RU2411347C2 (ru) | 2011-02-10 |
Family
ID=34930920
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2007126853/03A RU2411347C2 (ru) | 2004-12-15 | 2005-12-13 | Скважинная система, проходящая через соляной слой |
Country Status (6)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7708081B2 (ru) |
| EP (1) | EP1825098A1 (ru) |
| CN (1) | CN101076652A (ru) |
| CA (1) | CA2587939A1 (ru) |
| RU (1) | RU2411347C2 (ru) |
| WO (1) | WO2006063988A1 (ru) |
Families Citing this family (15)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA2533424C (en) | 2003-07-29 | 2012-06-12 | Shell Canada Limited | System for sealing a space in a wellbore |
| US7703520B2 (en) | 2008-01-08 | 2010-04-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand control screen assembly and associated methods |
| US7712529B2 (en) * | 2008-01-08 | 2010-05-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand control screen assembly and method for use of same |
| US7931092B2 (en) | 2008-02-13 | 2011-04-26 | Stowe Woodward, L.L.C. | Packer element with recesses for downwell packing system and method of its use |
| US7994257B2 (en) | 2008-02-15 | 2011-08-09 | Stowe Woodward, Llc | Downwell system with swellable packer element and composition for same |
| 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 |
| US20110120733A1 (en) | 2009-11-20 | 2011-05-26 | Schlumberger Technology Corporation | Functionally graded swellable packers |
| US20110220359A1 (en) * | 2010-03-10 | 2011-09-15 | Soliman Mohamed Y | Methods Relating to Modifying Flow Patterns Using In-Situ Barriers |
| CN103032050A (zh) * | 2012-12-14 | 2013-04-10 | 湖北双环科技股份有限公司 | 一种岩盐井施工不稳定性地层处理技术 |
| EP3119981B1 (en) | 2014-03-20 | 2021-06-02 | Saudi Arabian Oil Company | Method and apparatus for sealing an undesirable formation zone in the wall of a wellbore |
| US10844700B2 (en) | 2018-07-02 | 2020-11-24 | Saudi Arabian Oil Company | Removing water downhole in dry gas wells |
| US11555571B2 (en) | 2020-02-12 | 2023-01-17 | Saudi Arabian Oil Company | Automated flowline leak sealing system and method |
| US20240117702A1 (en) * | 2022-10-07 | 2024-04-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sealing element of isolation device with inner core and outer shell |
Family Cites Families (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4462714A (en) | 1983-04-04 | 1984-07-31 | The Dow Chemical Company | Method and apparatus for setting a cement plug in the wide-mouth shaft of an earth cavern |
| US5833647A (en) * | 1995-10-10 | 1998-11-10 | The Penn State Research Foundation | Hydrogels or lipogels with enhanced mass transfer for transdermal drug delivery |
| US6398753B2 (en) * | 1998-04-03 | 2002-06-04 | Mcdaniel David H. | Ultrasound enhancement of percutaneous drug absorption |
| MY135121A (en) * | 2001-07-18 | 2008-02-29 | Shell Int Research | Wellbore system with annular seal member |
| ATE329133T1 (de) * | 2001-10-08 | 2006-06-15 | Schlumberger Technology Bv | Stabilisierung eines bohrlochs |
| US7066284B2 (en) * | 2001-11-14 | 2006-06-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for a monodiameter wellbore, monodiameter casing, monobore, and/or monowell |
| US6854522B2 (en) | 2002-09-23 | 2005-02-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Annular isolators for expandable tubulars in wellbores |
| NO318358B1 (no) | 2002-12-10 | 2005-03-07 | Rune Freyer | Anordning ved kabelgjennomforing i en svellende pakning |
| US6848505B2 (en) | 2003-01-29 | 2005-02-01 | Baker Hughes Incorporated | Alternative method to cementing casing and liners |
-
2005
- 2005-12-13 EP EP05816091A patent/EP1825098A1/en not_active Withdrawn
- 2005-12-13 US US11/792,886 patent/US7708081B2/en active Active - Reinstated
- 2005-12-13 RU RU2007126853/03A patent/RU2411347C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2005-12-13 WO PCT/EP2005/056718 patent/WO2006063988A1/en active Application Filing
- 2005-12-13 CA CA002587939A patent/CA2587939A1/en not_active Abandoned
- 2005-12-13 CN CNA2005800425759A patent/CN101076652A/zh active Pending
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EP1825098A1 (en) | 2007-08-29 |
| US7708081B2 (en) | 2010-05-04 |
| WO2006063988A1 (en) | 2006-06-22 |
| CN101076652A (zh) | 2007-11-21 |
| US20080156492A1 (en) | 2008-07-03 |
| CA2587939A1 (en) | 2006-06-22 |
| RU2007126853A (ru) | 2009-01-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2411347C2 (ru) | Скважинная система, проходящая через соляной слой | |
| US7059415B2 (en) | Wellbore system with annular seal member | |
| AU2011202331B2 (en) | Swellable packer anchors | |
| US7946351B2 (en) | Method and device for sealing a void incompletely filled with a cast material | |
| CA2580376C (en) | Sealing of a wellbore device in a tubular element | |
| EP1978071B1 (en) | Method and composition for zonal isolation of a well | |
| AU2005286818B2 (en) | Expandable seal | |
| NO332449B1 (no) | Anordning og fremgangsmate for a tette borehull | |
| AU2002331271A1 (en) | Wellbore system with annular seal member | |
| US20100206589A1 (en) | Method of creating an annular seal around a tubular element | |
| NO340362B1 (no) | Nedihullsapparat og fremgangsmåte | |
| NO342926B1 (no) | Fremgangsmåte for å bygge en pakningssammenstilling med en ønsket differensialtrykktetningsevne | |
| RU2664079C2 (ru) | Набухающий пакер, система и способ его использования | |
| US7699111B2 (en) | Float collar and method | |
| WO2010057003A2 (en) | Inserts with swellable elastomer seals for side pocket mandrels | |
| AU2018410834A1 (en) | Downhole check valve assembly with a swellable element mechanism |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20111214 |