RU2554610C2 - Способ герметизации ствола скважины и устройство для его осуществления - Google Patents
Способ герметизации ствола скважины и устройство для его осуществления Download PDFInfo
- Publication number
- RU2554610C2 RU2554610C2 RU2013118562/03A RU2013118562A RU2554610C2 RU 2554610 C2 RU2554610 C2 RU 2554610C2 RU 2013118562/03 A RU2013118562/03 A RU 2013118562/03A RU 2013118562 A RU2013118562 A RU 2013118562A RU 2554610 C2 RU2554610 C2 RU 2554610C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- sealing
- diameter
- packer
- wellbore according
- wellbore
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 11
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims abstract description 25
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract description 18
- 238000012856 packing Methods 0.000 claims abstract description 14
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims abstract description 4
- 230000008961 swelling Effects 0.000 claims abstract description 4
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 35
- 230000004913 activation Effects 0.000 claims description 9
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 6
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 6
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 5
- 210000002445 nipple Anatomy 0.000 claims description 5
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 claims description 4
- 239000000806 elastomer Substances 0.000 claims description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 abstract 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 abstract 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 8
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 8
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 7
- 239000013618 particulate matter Substances 0.000 description 5
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 4
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 4
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 3
- 229920000247 superabsorbent polymer Polymers 0.000 description 3
- 239000004583 superabsorbent polymers (SAPs) Substances 0.000 description 3
- 229920002943 EPDM rubber Polymers 0.000 description 2
- 238000007792 addition Methods 0.000 description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- 238000012216 screening Methods 0.000 description 2
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 1
- 238000003780 insertion Methods 0.000 description 1
- 230000037431 insertion Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 150000002825 nitriles Chemical class 0.000 description 1
- 238000011045 prefiltration Methods 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 238000004904 shortening Methods 0.000 description 1
- 230000000087 stabilizing effect Effects 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
- E21B33/1208—Packers; Plugs characterised by the construction of the sealing or packing means
-
- 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
- E21B43/04—Gravelling of wells
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
- Filtration Of Liquid (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Gasket Seals (AREA)
Abstract
Устройство для герметизации ствола скважины содержит узел скважинного фильтра, имеющий верхний конец и сегмент неперфорированной несущей трубы рядом с верхним концом, съемный элемент, механический пакер и перепускной инструмент и набухающий пакер. Съемный элемент расположен на верхнем конце неперфорированной несущей трубы. Перепускной инструмент расположен над съемным элементом. Набухающий пакер образован из набухающего материала, прикрепленного к внешней стороне неперфорированной несущей трубы, и имеет первый диаметр и второй диаметр, больший, чем первый. Устройство выполнено с возможностью использования гравийной набивки скважины посредством установки и последующего удаления механического пакера, закачивания гравийной пульпы через перепускной инструмент в кольцевое пространство между узлом скважинного фильтра и стенкой ствола скважины, и герметизации кольцевого пространства набухающим пакером. Удаление механического пакера и перепускного инструмента происходит при помощи отсоединения съемного элемента. Изобретение обеспечивает усовершенствование конструкции устройства, не требующей дополнительных скважинных спускоподъемных операций. 2 н. и 20 з.п. ф-лы, 5 ил.
Description
Углеводородные скважины, в частности горизонтальные скважины, как правило, имеют секции скважинного фильтра, снабженные внутренней перфорированной трубой с участком расположенного поверх фильтра. Назначение фильтра заключается в блокировке потока твердых частиц внутри эксплуатационной насосно-компрессорной колонны. Несмотря на скважинный фильтр некоторые загрязняющие вещества и другие твердые частицы все равно попадают в эксплуатационную насосно-компрессорную колонну. Твердые частицы обычно возникают естественным образом или являются частью процесса бурения и добычи. При восстановлении буровых флюидов твердые частицы также восстанавливаются на поверхности. Твердые частицы приводят к возникновению ряда проблем тем, что их материал обычно является абразивным, сокращающим срок службы любого задействованного эксплуатационного оборудования. Путем ограничения и сокращения количества твердых частиц, перекачиваемых на поверхность, снижают общие производственные затраты.
Несмотря на то что твердые частицы могут быть слишком крупными для попадания в эксплуатационную скважину, твердые частицы могут вызвать проблемы на забойных скважинных фильтрах. При производстве скважинных флюидов более крупные твердые частицы перехватываются фильтрующим элементом скважинных фильтров. В течение эксплуатации скважины все больше и больше твердых частиц перехватываются фильтрующими элементами, при этом фильтрующие элементы будут засоряться и ограничивать поток скважинных флюидов на поверхность.
Способ уменьшения притока твердых частиц, прежде чем тот достигнет скважинных фильтров, заключается в гравийной или песчаной набивке кольцевого пространства между скважинным фильтром и стволом скважины. Гравийная или песчаная набивка кольцевого пространства придает продуктивному пласту стабилизирующую силу, чтобы предотвратить по всему кольцу разрушение любого материала и образование твердых частиц, а также создает предварительный фильтр для остановки потока твердых частиц, прежде чем тот достигнет скважинного фильтра.
Иногда при гравийной набивке фильтр со съемным элементом, перепускной инструмент и пакер опускают в скважину вместе. После надлежащего размещения фильтров, перепускного инструмента и пакера пакер устанавливают таким образом, что он образует уплотнение между стволом скважины и фильтром, изолируя кольцевое пространство над пакером от кольцевого пространства под пакером. Нижняя часть фильтра герметизирована таким образом, что любой флюид, поступающий в фильтр, должен проходить через просеивающий или фильтрующий материал.
Перепускной инструмент имеет канал, который направляет весь флюид изнутри трубы наружу трубы, включающую в себя фильтры ниже перепускного инструмента. Перепускной инструмент имеет второй канал, который позволяет флюиду вытекать из внутренней области фильтра ниже перепускного инструмента в кольцевое пространство снаружи трубы, но выше пакера.
После установки пакера пульпу, обычно содержащую гравий, можно закачивать в скважину через трубу. Когда пульпа достигает перепускного инструмента, она выходит из перепускного инструмента ниже перепускного инструмента в кольцевое пространство, созданное снаружи фильтра.
Когда пульпа проходит от устья скважины к забою вдоль наружной части фильтра, гравий осаждается по мере того, как флюид-носитель, который несет гравий, стекает во внутреннюю часть фильтра. По мере стекания флюида во внутреннюю часть фильтра становится все труднее перекачивать пульпу вниз по стволу скважины. После покрытия определенного участка фильтра гравий начнет накапливаться обратно от забоя к устью для полной набивки фильтра.
После окончания гравийной набивки кольцевого пространства вокруг фильтра оператор высвобождает пакер и перепускной инструмент из съемного элемента и извлекает их задним концом вперед. После высвобождения пакера и перепускного элемента съемный элемент останется в качестве точки повторного подсоединения. Съемный элемент нужен, чтобы позволить оператору подсоединиться к хвостовику перед введением в эксплуатацию скважину.
Как правило, используют какой-либо тип или механического пакера, или набивного механизма для герметизации кольцевого пространства внутри обсадной колонны и снаружи хвостовика так, чтобы весь поток направлялся через гравийную набивку и в хвостовик. Это предотвращает протекание вверх через кольцевое пространство, что может смыть песчано-гравийную набивку вокруг хвостовика. Обычно пакер опускают в виде отдельного устройства, которое подсоединяют к съемному элементу с эксплуатационной насосно-компрессорной колонной, подсоединенной над пакером. Этот узел должен быть опущен в скважину прикрепленным к хвостовику, а затем механически или гидравлически активирован для герметизации устройства с кольцевым пространством. Время для спуска этих уплотнительных механизмов, а также стоимость этих инструментов может быть значительной.
Таким образом, существует значительная потребность в усовершенствованном пакере для использования в операциях гравийной набивки, способном устранить дополнительные скважинные спускоподъемные операции. Настоящее изобретение удовлетворяет этим потребностям и обеспечивает дополнительные соответствующие преимущества.
В одном из вариантов осуществления изобретения набухающий пакерный элемент устанавливают на фильтр трубы выше просеивающей секции, но ниже съемного элемента. Набухающий пакерный элемент обычно имеет диаметр, который обеспечивает свободную циркуляцию песко-гравийной пульпы вокруг набухающих пакерных элементов снаружи при опускании и первоначальной установке в скважине. Обычно набухающий пакерный элемент недостаточно набухает для образования уплотнения между трубой и стволом скважины или обсадной колонной до завершения операции гравийной набивки.
Набухающий пакерный элемент ниже съемного элемента устранил бы необходимость в опускании отдельного механического пакера или набивного механизма для герметизации кольцевого пространства внутри обсадной трубы и снаружи хвостовика.
Использованный здесь термин "набухающий" означает любой материал, который увеличивается в размерах в присутствии активационного флюида, такого как углеводород, вода, гибридный флюид или другой активационный флюид.
Сущность изобретения поясняется на чертежах.
На фиг.1 показан скважинный узел, установленный в обсаженную скважину.
На фиг.2 представлен скважинный узел с фильтром, расположенный смежно с перфорациями.
На фиг.3 показан ствол скважины и скважинный узел, который оператор готовится извлечь концом вперед из ствола скважины.
На фиг.4 изображен участок скважинного узла, который остается в стволе скважины.
На фиг.5 показана законченная гравийная набивка с набухающим пакером 50 в расширенном состоянии.
Нижеследующее описание включает в себя примерные устройства, способы, технологии и последовательности команд, воплощающие технологии объекта изобретения. Тем не менее следует понимать, что описанные варианты осуществления могут быть выполнены без этих конкретных деталей.
На фиг.1 показан скважинный узел 10, установленный в обсаженном стволе скважины 20. В представленном стволе скважины 20 показана пакер-пробка 22, расположенная в забое ствола скважины 20. Представленный ствол скважины имеет также несколько перфораций 24. Скважинный узел 10 обычно собирают на поверхности, и он состоит из нескольких подузлов, в том числе утяжеленной пробки 12, фильтра 14, секции обсадной трубы 16, центратора 18, съемного элемента 26, перепускного инструмента 28, механического пакера 30, набухающего пакера 50, прикрепленного к внешней части обсадной трубы 16, а также насосно-компрессорной колонны 32. Съемный элемент 26 может включать в себя такие варианты, как срезную трубу или посадочный ниппель.
Обычно набухающий пакер 50 представляет собой набухающий эластомер, например этилен-пропилен-диен-мономер, который набухает в присутствии углеводородов, смесь нитрила с суперпоглощающими полимерами (SAP), которая набухает в присутствии воды, или смесь этилен-пропилен-диен-мономера с суперпоглощающими полимерами, набухающая в присутствии активационного флюида, которая также может включать в себя либо воду, либо углеводородную основу. При этом набухающий эластомер обернут снаружи обсадной несущей трубы 16.
При опускании скважинного узла в ствол скважины пакер-пробка 22 в стволе скважины 20 служит для размещения скважинного узла 10 и изолирования конкретного важного пласта, смежного с перфорациями 24, от нижнего участка ствола скважины 20. Утяжеленная пробка 12 служит для направления скважинного блока 10 в ствол скважины 20, при этом предотвращая зависание скважинного узла 10 на любых выступах, которые могут существовать в стволе скважины 20. Утяжеленная пробка 12 служит также для герметизации нижней части фильтра 14 от наружной части фильтра 14, тем самым вынуждая любой флюид протекать через фильтр 14, прежде чем попасть внутрь фильтра 14. На этапе первоначального спуска пакер еще не разбухает в сколь-нибудь заметной степени.
На фиг.2 представлен скважинный узел 10 с фильтром 14, расположенный смежно с перфорациями 24. При надлежащим образом расположенном фильтре 14 может быть установлен механический пакер 30. Установка механического пакера 30 герметизирует ствол скважины 20 со скважинным узлом 10, что изолирует ствол скважины 20 выше механического пакера 30 от ствола скважины 20 ниже механического пакера 30.
С изолированной нужной секцией ствола скважины 20 можно начинать операцию гравийной набивки. Гравийную пульпу, обозначенную направляющей стрелкой 34, закачивают вниз насосно-компрессорной колонны 32. При движении гравийной пульпы через внутреннюю часть скважинного узла 10 она перемещается через внутреннюю часть механического пакера 30, поступая на перепускной инструмент 28. На перепускном инструменте 28, как отображено стрелкой направленного потока 40, гравийная пульпа проходит через каналы 36 и движется в кольцевое пространство, созданное стволом скважины 20, скважинным узлом 10, пакер-пробкой 22 и механическим пакером 30. Во время этапа гравийной набивки набухающий пакер 50 еще не набух в сколь-нибудь заметной степени и имеет диаметр, который существенно не препятствует потоку гравийной пульпы при течении гравийной пульпы из перепускного инструмента 28 ниже кольцевого пространства 38 к фильтру 14. Гравийная пульпа затем перемещается к перфорациям 24, пласту 54 и фильтру 14. После того как гравийная пульпа достигает фильтров 14, гравий застревает в кольцевом пространстве 38, тогда как флюид-носитель, обозначенный направляющей стрелкой 42, проходит через фильтр 14 и обратно во внутреннюю часть фильтра 14, оставляя гравий 56 заполнять кольцевое пространство 38, смежное фильтрам 14. Затем флюид-носитель перемещается вверх по направлению к перепускному инструменту 28. На перепускном инструменте 28 флюид-носитель поступает в проход, который изолирует флюид-носитель от гравийной пульпы, позволяя флюиду-носителю течь вверх через внутреннюю часть механического пакера 30. После того как флюид-носитель окажется выше механического пакера 30, проход позволяет флюиду-носителю, как обозначено направляющей стрелкой 46, пройти через канал 44, соединяющий проход с кольцевым пространством между стволом скважины 20 и насосно-компрессорной колонной 32.
На фиг.3 показан ствол скважины 20 и скважинный узел 10 после набивки фильтра 14 гравием 56, который оператор готовится извлечь задним концом вперед из ствола скважины 20. Чтобы выполнить извлечение задним концом вперед из ствола скважины 20, сначала высвобождают механический пакер 30, так что флюид теперь может течь через кольцевое пространство между стволом скважины 20 и скважинным узлом 10 снизу механического пакера 30 выше механического пакера 30. Флюид может быть закачан в обход механического пакера 30 на поверхность через кольцевое пространство между насосно-компрессорной колонной 32 и стволом скважины 20. Флюид течет через накопленный гравий 56 в перепускной инструмент 28, как обозначено направляющей стрелкой 52. Когда флюид течет в перепускной инструмент через каналы 36, флюид забирает избыточный гравий 56 и уносит гравий 56 к поверхности. Флюид закачивают в кольцевое пространство, пока нужное количество избыточного гравия 56 не будет вымыто из скважины. Обычно вымывают достаточно гравия 56, так что кольцевое пространство, смежное к набухающему пакеру 50, становится свободным от гравия.
На фиг.4 изображен участок скважинного узла, который остается в стволе скважины 20 после того, как оператор извлекает часть скважинного узла задним концом вперед из ствола скважины 20. В какой-то момент времени после извлечения перепускного инструмента, механического пакера и насосно-компрессорной колонны набухающий пакер 50 расширяется, чтобы заполнить пространство между стволом скважины 20 и обсадной трубой 16 и смежное к набухающему пакеру 50, тем самым устраняя необходимость выполнения спускоподъемной операции в ствол скважины 20 и активирования постоянного пакера. После полного расширения набухающего пакера 50 кольцевое пространство 38 ниже набухающего пакера 50 и пространство над набухающим пакером 50 изолированы друг от друга.
На фиг.5 показана законченная гравийная набивка с набухающим пакером 50 в его расширенном состоянии, изолирующем кольцевое пространство над набухающим пакером 50 от кольцевого пространства под набухающим пакером 50. Путем предотвращения потока флюида в обход набухающего пакера 50 любой флюид, произведенный из пласта 54, вынужден проходить через фильтры 14, прежде чем двигаться вверх и в насосно-компрессорную колонну 32, а затем на поверхность.
В некоторых случаях, например, когда пластовое давление низкое или истощенное, выше набухающего пакера может быть добавлен насос, чтобы помочь поднять флюид и газ на поверхность. Тип используемого насоса будет зависеть от конкретного применения, однако такой насос может представлять собой электрический погружной насос, вставной штанговый насос, такой как винтовой насос кавитационного типа или бочкообразный насос, либо может быть использован газлифтный насос.
Следует понимать, что варианты осуществления, описанные со ссылкой на различные конструкции и разработки, являются иллюстративными, и что объем объекта изобретения ими не ограничивается. Возможны многие изменения, модификации, дополнения и усовершенствования. Например, могут быть применены используемые здесь конструкции и технологии.
Компоненты, операции или конструкции, описанные здесь как одинарные, могут иметь многозвенную конфигурацию. В целом, конструкции и выполняемые функции, представленные в виде отдельных компонентов в примерной конфигурации, могут быть реализованы как комбинированная конструкция или компонент. Кроме того, конструкции и выполняемые функции, представленные в виде одинарного компонента, могут быть реализованы в виде отдельных компонентов. Эти и другие вариации, изменения, дополнения и усовершенствования могут соответствовать объему объекта изобретения.
Claims (22)
1. Устройство для герметизации ствола скважины, содержащее:
узел скважинного фильтра, имеющий верхний конец и сегмент неперфорированной несущей трубы рядом с верхним концом;
съемный элемент на верхнем конце неперфорированной несущей трубы;
механический пакер и перепускной инструмент, расположенный над съемным элементом; и
набухающий пакер, образованный из набухающего материала, прикрепленный к внешней стороне неперфорированной несущей трубы; причем набухающий материал имеет первый диаметр и второй диаметр, больший, чем первый диаметр, при этом
устройство выполнено с возможностью использования гравийной набивки скважины посредством:
установки механического пакера,
закачивания гравийной пульпы через перепускной инструмент в кольцевое пространство между узлом скважинного фильтра и стенкой ствола скважины,
высвобождения механического пакера,
удаляют механический пакер и перепускной инструмент путем отсоединения съемного элемента, и
обеспечения расширения набухающего материала от первого диаметра до второго диаметра для герметизации кольцевого пространства.
узел скважинного фильтра, имеющий верхний конец и сегмент неперфорированной несущей трубы рядом с верхним концом;
съемный элемент на верхнем конце неперфорированной несущей трубы;
механический пакер и перепускной инструмент, расположенный над съемным элементом; и
набухающий пакер, образованный из набухающего материала, прикрепленный к внешней стороне неперфорированной несущей трубы; причем набухающий материал имеет первый диаметр и второй диаметр, больший, чем первый диаметр, при этом
устройство выполнено с возможностью использования гравийной набивки скважины посредством:
установки механического пакера,
закачивания гравийной пульпы через перепускной инструмент в кольцевое пространство между узлом скважинного фильтра и стенкой ствола скважины,
высвобождения механического пакера,
удаляют механический пакер и перепускной инструмент путем отсоединения съемного элемента, и
обеспечения расширения набухающего материала от первого диаметра до второго диаметра для герметизации кольцевого пространства.
2. Устройство для герметизации ствола скважины по п. 1, в котором съемный элемент является срезным элементом.
3. Устройство для герметизации ствола скважины по п. 1, в котором съемный элемент является посадочным ниппелем.
4. Устройство для герметизации ствола скважины по п. 1, в котором первый диаметр набухающего материала имеет приблизительно ту же величину, что и диаметр посадочного ниппеля.
5. Устройство для герметизации ствола скважины по п. 1, в котором второй диаметр набухающего материала герметизирует неперфорированную несущую трубу в скважине.
6. Устройство для герметизации ствола скважины по п. 1, в котором набухающий материал расширяется в присутствии активационного флюида.
7. Устройство для герметизации ствола скважины по п. 6, в котором активационным флюидом является вода.
8. Устройство для герметизации ствола скважины по п. 6, в котором активационным флюидом является углеводород.
9. Устройство для герметизации ствола скважины по п. 1, в котором узел скважинного фильтра имеет насос рядом с верхним концом узла скважинного фильтра.
10. Устройство для герметизации ствола скважины по п. 9, в котором насос представляет собой электрический погружной насос.
11. Устройство для герметизации ствола скважины по п. 9, в котором насос представляет собой вставной штанговый насос.
12. Устройство для герметизации ствола скважины по п. 9, в котором насос представляет собой газлифтный насос.
13. Устройство для герметизации ствола скважины по п. 1, в котором набухающий материал представляет собой набухающий эластомер.
14. Способ герметизации ствола скважины, в котором:
устанавливают узел скважинного фильтра в ствол скважины, причем узел скважинного фильтра имеет верхний конец и сегмент неперфорированной несущей трубы рядом с верхним концом, узел скважинного фильтра также содержит съемный элемент на верхнем конце неперфорированной несущей трубы, механический пакер и перепускной инструмент, расположенный над съемным элементом; при этом набухающий пакер образован из набухающего материала, прикрепленного к внешней стороне неперфорированной несущей трубы, причем набухающий материал имеет первый диаметр и второй диаметр, больший, чем первый диаметр,
осуществляют гравийную набивку скважины, при этом гравийная набивка скважины также включает:
установку механического пакера,
закачивание гравийной пульпы через перепускной инструмент в кольцевое пространство между узлом скважинного фильтра и стенкой ствола скважины,
высвобождение механического пакера,
удаление механического пакера и перепускного инструмента путем отсоединения съемного элемента, и
обеспечение расширения набухающего пакера от первого диаметра до второго диаметра для герметизации кольцевого пространства.
устанавливают узел скважинного фильтра в ствол скважины, причем узел скважинного фильтра имеет верхний конец и сегмент неперфорированной несущей трубы рядом с верхним концом, узел скважинного фильтра также содержит съемный элемент на верхнем конце неперфорированной несущей трубы, механический пакер и перепускной инструмент, расположенный над съемным элементом; при этом набухающий пакер образован из набухающего материала, прикрепленного к внешней стороне неперфорированной несущей трубы, причем набухающий материал имеет первый диаметр и второй диаметр, больший, чем первый диаметр,
осуществляют гравийную набивку скважины, при этом гравийная набивка скважины также включает:
установку механического пакера,
закачивание гравийной пульпы через перепускной инструмент в кольцевое пространство между узлом скважинного фильтра и стенкой ствола скважины,
высвобождение механического пакера,
удаление механического пакера и перепускного инструмента путем отсоединения съемного элемента, и
обеспечение расширения набухающего пакера от первого диаметра до второго диаметра для герметизации кольцевого пространства.
15. Способ герметизации ствола скважины по п. 14, в котором набухающий материал представляет собой эластомер.
16. Способ герметизации ствола скважины по п. 14, в котором съемный элемент представляет собой посадочный ниппель.
17. Способ герметизации ствола скважины по п. 14, в котором съемный элемент представляет собой срезной элемент.
18. Способ герметизации ствола скважины по п. 14, в котором первый диаметр набухающего материала имеет приблизительно ту же величину, что и диаметр посадочного ниппеля.
19. Способ герметизации ствола скважины по п. 14, в котором второй диаметр набухающего материала герметизирует неперфорированную несущую трубу в скважине.
20. Способ герметизации ствола скважины по п. 14, в котором набухающий материал расширяется в присутствии активационного флюида.
21. Способ герметизации ствола скважины по п. 20, в котором активационным флюидом является вода.
22. Способ герметизации ствола скважины по п. 20, в котором активационным флюидом является углеводород.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US13/453,565 US9359856B2 (en) | 2012-04-23 | 2012-04-23 | Swellable packer in hookup nipple |
US13/453,565 | 2012-04-23 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2013118562A RU2013118562A (ru) | 2014-10-27 |
RU2554610C2 true RU2554610C2 (ru) | 2015-06-27 |
Family
ID=48143568
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2013118562/03A RU2554610C2 (ru) | 2012-04-23 | 2013-04-22 | Способ герметизации ствола скважины и устройство для его осуществления |
Country Status (5)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US9359856B2 (ru) |
EP (1) | EP2657448B1 (ru) |
AU (1) | AU2013200651B2 (ru) |
CA (1) | CA2805379C (ru) |
RU (1) | RU2554610C2 (ru) |
Families Citing this family (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US9359856B2 (en) | 2012-04-23 | 2016-06-07 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Swellable packer in hookup nipple |
US20150060077A1 (en) * | 2013-09-05 | 2015-03-05 | Mvm Machining | Integrated packer and fluid cross-over subassembly for gas injection and fluid removal in a well |
CN106321009B (zh) * | 2016-09-14 | 2019-02-15 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种用于同心双层油管分注的双通道封隔器 |
Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU1714092A1 (ru) * | 1989-01-06 | 1992-02-23 | Особое конструкторское бюро по проектированию нефтегазодобывающих машин и оборудования | Устройство дл создани скважинного гравийного фильтра |
RU2179628C2 (ru) * | 2000-01-17 | 2002-02-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Кубаньгазпром" | Способ интенсификации добычи газа |
RU2320859C1 (ru) * | 2003-11-03 | 2008-03-27 | Бейкер Хьюз Инкорпорейтед | Системы непроникающего управления продуктивным пластом |
EA200870227A1 (ru) * | 2006-02-03 | 2009-02-27 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Способ и устройство ствола скважины для заканчивания, добычи и нагнетания |
Family Cites Families (13)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3710862A (en) * | 1971-06-07 | 1973-01-16 | Otis Eng Corp | Method and apparatus for treating and preparing wells for production |
US4018284A (en) * | 1974-12-18 | 1977-04-19 | Kajan Specialty Company, Inc. | Apparatus and method for gravel packing a well |
US4089548A (en) * | 1976-10-12 | 1978-05-16 | The Dow Chemical Company | Hydraulic releasing tool with plug |
US4175778A (en) * | 1978-05-01 | 1979-11-27 | Halliburton Company | Releasing tool |
US6382319B1 (en) * | 1998-07-22 | 2002-05-07 | Baker Hughes, Inc. | Method and apparatus for open hole gravel packing |
US6873267B1 (en) * | 1999-09-29 | 2005-03-29 | Weatherford/Lamb, Inc. | Methods and apparatus for monitoring and controlling oil and gas production wells from a remote location |
US7104323B2 (en) | 2003-07-01 | 2006-09-12 | Robert Bradley Cook | Spiral tubular tool and method |
US7905284B2 (en) * | 2005-09-07 | 2011-03-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fracturing/gravel packing tool system with dual flow capabilities |
US7575062B2 (en) * | 2006-06-09 | 2009-08-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and devices for treating multiple-interval well bores |
US7832489B2 (en) | 2007-12-19 | 2010-11-16 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and systems for completing a well with fluid tight lower completion |
WO2011062669A2 (en) * | 2009-11-20 | 2011-05-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Open-hole packer for alternate path gravel packing, and method for completing an open-hole wellbore |
GB2490457B (en) | 2010-02-22 | 2013-05-01 | Schlumberger Holdings | Method of gravel packing multiple zones with isolation |
US9359856B2 (en) | 2012-04-23 | 2016-06-07 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Swellable packer in hookup nipple |
-
2012
- 2012-04-23 US US13/453,565 patent/US9359856B2/en active Active
-
2013
- 2013-02-05 AU AU2013200651A patent/AU2013200651B2/en not_active Ceased
- 2013-02-08 CA CA2805379A patent/CA2805379C/en not_active Expired - Fee Related
- 2013-04-22 RU RU2013118562/03A patent/RU2554610C2/ru active
- 2013-04-22 EP EP13275094.4A patent/EP2657448B1/en not_active Not-in-force
Patent Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU1714092A1 (ru) * | 1989-01-06 | 1992-02-23 | Особое конструкторское бюро по проектированию нефтегазодобывающих машин и оборудования | Устройство дл создани скважинного гравийного фильтра |
RU2179628C2 (ru) * | 2000-01-17 | 2002-02-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Кубаньгазпром" | Способ интенсификации добычи газа |
RU2320859C1 (ru) * | 2003-11-03 | 2008-03-27 | Бейкер Хьюз Инкорпорейтед | Системы непроникающего управления продуктивным пластом |
EA200870227A1 (ru) * | 2006-02-03 | 2009-02-27 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Способ и устройство ствола скважины для заканчивания, добычи и нагнетания |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
AU2013200651B2 (en) | 2016-03-17 |
AU2013200651A1 (en) | 2013-11-07 |
RU2013118562A (ru) | 2014-10-27 |
US9359856B2 (en) | 2016-06-07 |
EP2657448A2 (en) | 2013-10-30 |
CA2805379C (en) | 2014-07-22 |
EP2657448B1 (en) | 2018-08-15 |
US20130277052A1 (en) | 2013-10-24 |
CA2805379A1 (en) | 2013-10-23 |
EP2657448A3 (en) | 2016-06-22 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2492313C2 (ru) | Устройства и способ для установки гравийного фильтра в стволе скважины | |
US9447661B2 (en) | Gravel pack and sand disposal device | |
AU2007297395B2 (en) | Gravel pack apparatus that includes a swellable element | |
US6899176B2 (en) | Sand control screen assembly and treatment method using the same | |
US20040134656A1 (en) | Sand control screen assembly having an internal seal element and treatment method using the same | |
AU2012383478B2 (en) | Isolation assembly for inflow control device | |
US10465484B2 (en) | Gravel packing system and method | |
US20050236153A1 (en) | Deploying an assembly into a well | |
RU2554610C2 (ru) | Способ герметизации ствола скважины и устройство для его осуществления | |
DK2809876T3 (en) | A method for establishment of an annulus barrier in a subterranean well | |
AU2012216843B2 (en) | Gravel pack and sand disposal device | |
CN211422607U (zh) | 防砂管柱及采油系统 | |
US4750557A (en) | Well screen | |
US9163478B2 (en) | Inwardly swelling seal | |
WO2019098855A1 (en) | Method of abandoning a well | |
RU2599751C1 (ru) | Сборный узел для гравийной набивки методом от носка к пятке и обратной циркуляции избыточной суспензии по методу джона п.броуссарда и кристофера а.холла | |
AU2015284363B2 (en) | Injector fill displacement tubes | |
OA17788A (en) | Sand control system and methodology. |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
HZ9A | Changing address for correspondence with an applicant |