RU2623411C2 - Набухающий пакер с контролируемой скоростью набухания, способ его изготовления и способ использования такого пакера - Google Patents
Набухающий пакер с контролируемой скоростью набухания, способ его изготовления и способ использования такого пакера Download PDFInfo
- Publication number
- RU2623411C2 RU2623411C2 RU2015112674A RU2015112674A RU2623411C2 RU 2623411 C2 RU2623411 C2 RU 2623411C2 RU 2015112674 A RU2015112674 A RU 2015112674A RU 2015112674 A RU2015112674 A RU 2015112674A RU 2623411 C2 RU2623411 C2 RU 2623411C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- swellable
- swelling
- rubber
- sealing element
- swelling rate
- Prior art date
Links
- 230000008961 swelling Effects 0.000 title claims abstract description 296
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 61
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims description 14
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract description 219
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 75
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 claims abstract description 58
- 239000005060 rubber Substances 0.000 claims abstract description 50
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims description 228
- 239000010410 layer Substances 0.000 claims description 82
- 239000011247 coating layer Substances 0.000 claims description 71
- 238000000576 coating method Methods 0.000 claims description 54
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 claims description 53
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 claims description 49
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 35
- 239000002987 primer (paints) Substances 0.000 claims description 35
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 33
- -1 cyclic acid anhydride Chemical class 0.000 claims description 28
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 27
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 26
- 229920000459 Nitrile rubber Polymers 0.000 claims description 20
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 claims description 20
- 229920002943 EPDM rubber Polymers 0.000 claims description 19
- 239000004698 Polyethylene Substances 0.000 claims description 12
- 229920000573 polyethylene Polymers 0.000 claims description 12
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 claims description 11
- 229920000058 polyacrylate Polymers 0.000 claims description 11
- 229920005549 butyl rubber Polymers 0.000 claims description 10
- 229920002313 fluoropolymer Polymers 0.000 claims description 10
- 239000004811 fluoropolymer Substances 0.000 claims description 10
- 229920001973 fluoroelastomer Polymers 0.000 claims description 9
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M Acrylate Chemical compound [O-]C(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 8
- 239000005062 Polybutadiene Substances 0.000 claims description 8
- 239000004734 Polyphenylene sulfide Substances 0.000 claims description 8
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 claims description 8
- 239000000806 elastomer Substances 0.000 claims description 8
- 229920001084 poly(chloroprene) Polymers 0.000 claims description 8
- 229920002857 polybutadiene Polymers 0.000 claims description 8
- 229920000069 polyphenylene sulfide Polymers 0.000 claims description 8
- 239000008107 starch Substances 0.000 claims description 8
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 claims description 8
- 229920003171 Poly (ethylene oxide) Polymers 0.000 claims description 7
- 229920002125 Sokalan® Polymers 0.000 claims description 7
- 229920005556 chlorobutyl Polymers 0.000 claims description 7
- ONCZQWJXONKSMM-UHFFFAOYSA-N dialuminum;disodium;oxygen(2-);silicon(4+);hydrate Chemical compound O.[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[Na+].[Na+].[Al+3].[Al+3].[Si+4].[Si+4].[Si+4].[Si+4] ONCZQWJXONKSMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N propylene Natural products CC=C QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 229910000280 sodium bentonite Inorganic materials 0.000 claims description 7
- 229940080314 sodium bentonite Drugs 0.000 claims description 7
- 229920003048 styrene butadiene rubber Polymers 0.000 claims description 7
- SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxy-5-methylphenyl)ethanamine Chemical compound COC1=CC=C(C)C=C1CCN SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 2-Propenoic acid Natural products OC(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 229920006235 chlorinated polyethylene elastomer Polymers 0.000 claims description 6
- 239000004584 polyacrylic acid Substances 0.000 claims description 6
- IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N Ethylene oxide Chemical compound C1CO1 IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 229920002449 FKM Polymers 0.000 claims description 5
- 239000004642 Polyimide Substances 0.000 claims description 5
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 claims description 5
- 239000004033 plastic Substances 0.000 claims description 5
- 229920002312 polyamide-imide Polymers 0.000 claims description 5
- 229920001721 polyimide Polymers 0.000 claims description 5
- 125000004805 propylene group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([*:1])C([H])([H])[*:2] 0.000 claims description 5
- BFKJFAAPBSQJPD-UHFFFAOYSA-N tetrafluoroethene Chemical group FC(F)=C(F)F BFKJFAAPBSQJPD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 239000004709 Chlorinated polyethylene Substances 0.000 claims description 4
- BRLQWZUYTZBJKN-UHFFFAOYSA-N Epichlorohydrin Chemical compound ClCC1CO1 BRLQWZUYTZBJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 244000043261 Hevea brasiliensis Species 0.000 claims description 4
- 239000004743 Polypropylene Substances 0.000 claims description 4
- 239000004372 Polyvinyl alcohol Substances 0.000 claims description 4
- 239000002174 Styrene-butadiene Substances 0.000 claims description 4
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 4
- 230000004913 activation Effects 0.000 claims description 4
- YFRNYWVKHCQRPE-UHFFFAOYSA-N buta-1,3-diene;prop-2-enoic acid Chemical compound C=CC=C.OC(=O)C=C YFRNYWVKHCQRPE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 229910000281 calcium bentonite Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 239000005038 ethylene vinyl acetate Substances 0.000 claims description 4
- 229920003049 isoprene rubber Polymers 0.000 claims description 4
- 229920003052 natural elastomer Polymers 0.000 claims description 4
- 229920001194 natural rubber Polymers 0.000 claims description 4
- 150000002978 peroxides Chemical class 0.000 claims description 4
- 229920002883 poly(2-hydroxypropyl methacrylate) Polymers 0.000 claims description 4
- 229920001200 poly(ethylene-vinyl acetate) Polymers 0.000 claims description 4
- 229920000636 poly(norbornene) polymer Polymers 0.000 claims description 4
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims description 4
- 229920002338 polyhydroxyethylmethacrylate Polymers 0.000 claims description 4
- 229920000193 polymethacrylate Polymers 0.000 claims description 4
- 229920001155 polypropylene Polymers 0.000 claims description 4
- 229920003225 polyurethane elastomer Polymers 0.000 claims description 4
- 229920002451 polyvinyl alcohol Polymers 0.000 claims description 4
- 229920002379 silicone rubber Polymers 0.000 claims description 4
- 239000004945 silicone rubber Substances 0.000 claims description 4
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- VQTUBCCKSQIDNK-UHFFFAOYSA-N Isobutene Chemical group CC(C)=C VQTUBCCKSQIDNK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- XTXRWKRVRITETP-UHFFFAOYSA-N Vinyl acetate Chemical compound CC(=O)OC=C XTXRWKRVRITETP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229920005557 bromobutyl Polymers 0.000 claims description 3
- 239000002734 clay mineral Substances 0.000 claims description 3
- GUJOJGAPFQRJSV-UHFFFAOYSA-N dialuminum;dioxosilane;oxygen(2-);hydrate Chemical compound O.[O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3].O=[Si]=O.O=[Si]=O.O=[Si]=O.O=[Si]=O GUJOJGAPFQRJSV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- ZHPNWZCWUUJAJC-UHFFFAOYSA-N fluorosilicon Chemical compound [Si]F ZHPNWZCWUUJAJC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229920005560 fluorosilicone rubber Polymers 0.000 claims description 3
- 229920006168 hydrated nitrile rubber Polymers 0.000 claims description 3
- 229910052901 montmorillonite Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims description 3
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 claims description 3
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 125000000391 vinyl group Chemical group [H]C([*])=C([H])[H] 0.000 claims description 3
- 229920002554 vinyl polymer Polymers 0.000 claims description 3
- 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 2
- FPYJFEHAWHCUMM-UHFFFAOYSA-N maleic anhydride Chemical compound O=C1OC(=O)C=C1 FPYJFEHAWHCUMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229920002239 polyacrylonitrile Polymers 0.000 claims description 2
- 229920001343 polytetrafluoroethylene Polymers 0.000 claims description 2
- 239000004810 polytetrafluoroethylene Substances 0.000 claims description 2
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 claims 1
- 239000004952 Polyamide Substances 0.000 claims 1
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 claims 1
- 229940092782 bentonite Drugs 0.000 claims 1
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 claims 1
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 claims 1
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 claims 1
- 229920002681 hypalon Polymers 0.000 claims 1
- 229920002647 polyamide Polymers 0.000 claims 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 claims 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 claims 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 abstract description 2
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 71
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 18
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 17
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 15
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 12
- 239000000178 monomer Substances 0.000 description 10
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 description 9
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 8
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 7
- 239000002243 precursor Substances 0.000 description 7
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 6
- 230000002522 swelling effect Effects 0.000 description 5
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 4
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 4
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 4
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 4
- 239000011344 liquid material Substances 0.000 description 4
- 239000000041 non-steroidal anti-inflammatory agent Substances 0.000 description 4
- 229940021182 non-steroidal anti-inflammatory drug Drugs 0.000 description 4
- 230000008569 process Effects 0.000 description 4
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 4
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 4
- 229920000536 2-Acrylamido-2-methylpropane sulfonic acid Polymers 0.000 description 3
- XHZPRMZZQOIPDS-UHFFFAOYSA-N 2-Methyl-2-[(1-oxo-2-propenyl)amino]-1-propanesulfonic acid Chemical compound OS(=O)(=O)CC(C)(C)NC(=O)C=C XHZPRMZZQOIPDS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 3
- 208000022639 SchC6pf-Schulz-Passarge syndrome Diseases 0.000 description 3
- 208000001364 Schopf-Schulz-Passarge syndrome Diseases 0.000 description 3
- 229920006172 Tetrafluoroethylene propylene Polymers 0.000 description 3
- 150000008064 anhydrides Chemical class 0.000 description 3
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 description 3
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 description 3
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 description 3
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 3
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 3
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 3
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 description 3
- VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N n-Hexane Chemical compound CCCCCC VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 description 3
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 3
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004696 Poly ether ether ketone Substances 0.000 description 2
- 239000004962 Polyamide-imide Substances 0.000 description 2
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 2
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 2
- 239000000853 adhesive Substances 0.000 description 2
- 230000001070 adhesive effect Effects 0.000 description 2
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- VZCYOOQTPOCHFL-UPHRSURJSA-N maleic acid Chemical compound OC(=O)\C=C/C(O)=O VZCYOOQTPOCHFL-UPHRSURJSA-N 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 150000002825 nitriles Chemical class 0.000 description 2
- NAIXASFEPQPICN-UHFFFAOYSA-O p-nitrophenylphosphocholine Chemical compound C[N+](C)(C)CCOP(O)(=O)OC1=CC=C([N+]([O-])=O)C=C1 NAIXASFEPQPICN-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 2
- 229920002530 polyetherether ketone Polymers 0.000 description 2
- 239000002861 polymer material Substances 0.000 description 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 238000004080 punching Methods 0.000 description 2
- 239000012925 reference material Substances 0.000 description 2
- 239000003566 sealing material Substances 0.000 description 2
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 description 2
- VZCYOOQTPOCHFL-UHFFFAOYSA-N trans-butenedioic acid Natural products OC(=O)C=CC(O)=O VZCYOOQTPOCHFL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 2
- 230000004584 weight gain Effects 0.000 description 2
- 235000019786 weight gain Nutrition 0.000 description 2
- VNDYJBBGRKZCSX-UHFFFAOYSA-L zinc bromide Chemical compound Br[Zn]Br VNDYJBBGRKZCSX-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- PZNPLUBHRSSFHT-RRHRGVEJSA-N 1-hexadecanoyl-2-octadecanoyl-sn-glycero-3-phosphocholine Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCCC(=O)O[C@@H](COP([O-])(=O)OCC[N+](C)(C)C)COC(=O)CCCCCCCCCCCCCCC PZNPLUBHRSSFHT-RRHRGVEJSA-N 0.000 description 1
- JNEDADBNNSGPGW-UHFFFAOYSA-N 2-methylprop-1-ene Chemical compound CC(C)=[CH-] JNEDADBNNSGPGW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- TYZFQSLJTWPSDS-UHFFFAOYSA-N 2-phenylselanylisoindole-1,3-dione Chemical compound O=C1C2=CC=CC=C2C(=O)N1[Se]C1=CC=CC=C1 TYZFQSLJTWPSDS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RNIHAPSVIGPAFF-UHFFFAOYSA-N Acrylamide-acrylic acid resin Chemical compound NC(=O)C=C.OC(=O)C=C RNIHAPSVIGPAFF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002126 Acrylic acid copolymer Polymers 0.000 description 1
- 102100031478 C-type natriuretic peptide Human genes 0.000 description 1
- 239000004593 Epoxy Substances 0.000 description 1
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical compound C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JOYRKODLDBILNP-UHFFFAOYSA-N Ethyl urethane Chemical compound CCOC(N)=O JOYRKODLDBILNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005977 Ethylene Substances 0.000 description 1
- 101000796277 Homo sapiens C-type natriuretic peptide Proteins 0.000 description 1
- CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N O-Xylene Chemical compound CC1=CC=CC=C1C CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CBENFWSGALASAD-UHFFFAOYSA-N Ozone Chemical compound [O-][O+]=O CBENFWSGALASAD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OFOBLEOULBTSOW-UHFFFAOYSA-N Propanedioic acid Natural products OC(=O)CC(O)=O OFOBLEOULBTSOW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- PPBRXRYQALVLMV-UHFFFAOYSA-N Styrene Natural products C=CC1=CC=CC=C1 PPBRXRYQALVLMV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000012190 activator Substances 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 1
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 description 1
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 1
- 210000000476 body water Anatomy 0.000 description 1
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 1
- DQXBYHZEEUGOBF-UHFFFAOYSA-N but-3-enoic acid;ethene Chemical compound C=C.OC(=O)CC=C DQXBYHZEEUGOBF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000000484 butyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 1
- GYZLOYUZLJXAJU-UHFFFAOYSA-N diglycidyl ether Chemical compound C1OC1COCC1CO1 GYZLOYUZLJXAJU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000010894 electron beam technology Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 238000001125 extrusion Methods 0.000 description 1
- 239000002657 fibrous material Substances 0.000 description 1
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 1
- XUCNUKMRBVNAPB-UHFFFAOYSA-N fluoroethene Chemical compound FC=C XUCNUKMRBVNAPB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 239000003502 gasoline Substances 0.000 description 1
- 229920000578 graft copolymer Polymers 0.000 description 1
- 239000008187 granular material Substances 0.000 description 1
- 229920001519 homopolymer Polymers 0.000 description 1
- 229920006150 hyperbranched polyester Polymers 0.000 description 1
- 238000007654 immersion Methods 0.000 description 1
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 1
- 239000012948 isocyanate Substances 0.000 description 1
- 150000002513 isocyanates Chemical class 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 239000011976 maleic acid Substances 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N octane Chemical compound CCCCCCCC TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 238000009832 plasma treatment Methods 0.000 description 1
- 229920001643 poly(ether ketone) Polymers 0.000 description 1
- 229920003223 poly(pyromellitimide-1,4-diphenyl ether) Polymers 0.000 description 1
- 239000004848 polyfunctional curative Substances 0.000 description 1
- 238000012552 review Methods 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000005488 sandblasting Methods 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 125000006850 spacer group Chemical group 0.000 description 1
- 238000005507 spraying Methods 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 235000007586 terpenes Nutrition 0.000 description 1
- 229920001897 terpolymer Polymers 0.000 description 1
- FAGUFWYHJQFNRV-UHFFFAOYSA-N tetraethylenepentamine Chemical compound NCCNCCNCCNCCN FAGUFWYHJQFNRV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000002834 transmittance Methods 0.000 description 1
- 239000008096 xylene Substances 0.000 description 1
- 229940102001 zinc bromide Drugs 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
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B05—SPRAYING OR ATOMISING IN GENERAL; APPLYING FLUENT MATERIALS TO SURFACES, IN GENERAL
- B05D—PROCESSES FOR APPLYING FLUENT MATERIALS TO SURFACES, IN GENERAL
- B05D1/00—Processes for applying liquids or other fluent materials
- B05D1/36—Successively applying liquids or other fluent materials, e.g. without intermediate treatment
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B05—SPRAYING OR ATOMISING IN GENERAL; APPLYING FLUENT MATERIALS TO SURFACES, IN GENERAL
- B05D—PROCESSES FOR APPLYING FLUENT MATERIALS TO SURFACES, IN GENERAL
- B05D7/00—Processes, other than flocking, specially adapted for applying liquids or other fluent materials to particular surfaces or for applying particular liquids or other fluent materials
- B05D7/50—Multilayers
-
- 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
- E21B33/02—Surface sealing or packing
-
- 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
-
- 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
-
- 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
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Wood Science & Technology (AREA)
- Sealing Material Composition (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Materials For Medical Uses (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Gasket Seals (AREA)
- Extrusion Moulding Of Plastics Or The Like (AREA)
- Treatments For Attaching Organic Compounds To Fibrous Goods (AREA)
Abstract
Группа изобретений относится к набухающему пакеру с контролируемой скоростью набухания, способу изготовления набухающего пакера с контролируемой скоростью набухания и способу использования набухающего пакера с контролируемой скоростью набухания. Техническим результатом является регулирование скорости расширения набухающего пакера с контролируемой скоростью набухания для изоляции участков ствола скважины. Набухающий пакер с контролируемой скоростью набухания содержит сердечник; уплотнительный элемент, расположенный вокруг, по меньшей мере, части сердечника и содержащий материал, поддающийся набуханию при контакте с агентом набухания. Рубашка наложена на наружную поверхность уплотнительного элемента с обеспечением участков наружной поверхности уплотнительного элемента, покрытых рубашкой, и участков наружной поверхности уплотнительного элемента, не покрытых рубашкой. Рубашка выполнена по существу непроницаемой для агента набухания. Удерживающий покрывающий слой нанесен на рубашку и на указанные непокрытые участки наружной поверхности уплотнительного элемента. Этот удерживающий покрывающий слой позволяет агенту набухания притекать через непокрытые участки наружной поверхности уплотнительного элемента и вступать в контакт с указанным поддающимся набуханию материалом. 3 н. и 22 з.п. ф-лы, 9 ил., 5 пр.
Description
Уровень техники
[0001] Углеводороды (такие как нефть и газ) обычно извлекают из углеводородсодержащих участков подземного пласта через ствол скважины, проходящий через пласт. Нефтяные и газовые скважины зачастую обсаживают с поверхности вниз и, иногда, через подземный пласт. Обсадную колонну (например, стальную трубу), как правило, опускают в ствол скважины на желаемую глубину. Часто, по меньшей мере, часть пространства между обсадной колонной и стволом скважины, т.е. затрубное пространство, заполняют цементом (например, цементируют) для крепления обсадной колонны внутри ствола скважины. После введения цемента в затрубное пространство он удерживает обсадную колонну на месте и предотвращает взаимное перетекание текучих сред между различными участками подземного пласта, через который проходит скважина.
[0002] Во время бурения, обслуживания, заканчивания и/или восстановления скважин (например, нефтяных и/или газовых скважин) используют разнообразные внутрискважинные обслуживающие инструменты. Например, часто необходимо изолировать два участка ствола скважины или большее число участков, как, например, во время интенсифицирующих операций (например, пробивки отверстий и/или разрыва), и не только. Дополнительно или альтернативно, изолирование различных участков ствола скважины также может быть необходимо во время заканчивания (например, цементирования) скважины. Инструменты для внутрискважинного обслуживания (например, изолирующие инструменты), обычно содержащие пакеры и/или заглушки, предназначенные для этих целей, хорошо известны в области добычи нефти и газа. Пакеры также могут быть использованы для крепления обсадной колонны внутри ствола скважины.
Сущность изобретения
[0003] В одном из вариантов осуществления набухающий пакер с контролируемой скоростью набухания содержит сердечник; уплотнительный элемент и рубашку. Уплотнительный элемент расположен вокруг, по меньшей мере, части сердечника, а рубашка покрывает, по меньшей мере, часть наружной поверхности уплотнительного элемента. Рубашка выполнена с возможностью, по существу, предотвращать сообщение по текучей среде между текучей средой, находящейся снаружи рубашки, и частью наружной поверхности уплотнительного элемента, покрытого этой рубашкой. Набухающий пакер с контролируемой скоростью набухания также может содержать один или более концевых упоров, расположенных вокруг сердечника смежно с уплотнительным элементом, причем один или более концевых упоров могут быть выполнены с возможностью удержания уплотнительного элемента вокруг этой части сердечника. Уплотнительный элемент может содержать набухающий материал. Набухающий материал может содержать водонабухающий материал, при этом водонабухающий материал может включать в себя сополимер тетрафторэтилена и пропилена (TFE/P), привитой сополимер крахмала и полиакрилатной кислоты, привитой сополимер поливинилового спирта и циклического кислотного ангидрида, сополимер изобутилена и малеинового ангидрида, сополимер винилацетата и акрилата, полимер оксида полиэтилена, привитой поли(этилен оксид) полиакриловой кислоты), полимер типа карбоксиметилцеллюлозы, привитой сополимер крахмала и полиакрилонитрила, полиметакрилат, полиакриламид, сополимер акриламида и акриловой кислоты, поли(2-гидроксиэтил метакрилат), поли(2-гидроксипропил метакрилат), нерастворимый акриловый полимер, глинистый минерал с высокой способность к набуханию, бентонит натрия, бентонит натрия с монтмориллонитом в качестве основного компонента, бентонит кальция, их производные, или их комбинации. Набухающий материал может содержать нефтенабухающий материал, при этом нефтенабухающий материал может включать в себя нефтенабухающий каучук, натуральный каучук, полиуретановый каучук, акрилат-бутадиеновый каучук, бутилкаучук (IIR), бромированный бутилкаучук (BIIR), хлорированный бутилкаучук (CIIR), хлорированный полиэтиленкаучук (СМ/CPE), изопреновый каучук, хлоропреновый каучук, неопреновый каучук, бутадиеновый каучук, стирол-бутадиеновый сополимерный каучук (SBR), сульфированный полиэтилен (PES), хлор-сульфированный полиэтилен (CSM), этилен-акрилатный каучук (ЕАМ, АЕМ), сополимер эпихлоргидрина и оксида этилена (СО, ЕСО), этилен-пропиленовый сополимерный каучук (ЕРМ), этилен-пропилен-диеновый терполимер (EPDM), пероксидный сшитый этилен-пропиленовый сополимерный каучук, серный сшитый этилен-пропиленовый сополимерный каучук, этилен-пропилен-диеновый терполимерный каучук (ЕРТ), сополимер этилена и винилацетата, фторсиликоновый каучук (FVMQ), силиконовый каучук (VMQ), поли-2,2,1-бициклогептен (полинорборнен), полимер алкилстирола, сшитый замещенный сополимер винила и акрилата, их производные или их комбинации. Набухающий материал может содержать водонефтенабухающий материал, при этом водонефтенабухающий материал содержит нитриловый каучук (NBR), акрилонитрил-бутадиеновый каучук, гидрированный нитриловый каучук (HNBR), высоконасыщенный нитриловый каучук (HNS), гидрированный акрилонитрил-бутадиеновый каучук, полимер типа акриловой кислоты, полиакриловая кислота), полиакрилатный каучук, фторкаучук (FKM), перфторкаучук (FFKM), их производные или их комбинации. Рубашка может содержать грунтовочный покрывающий слой, грунтовочный покрывающий слой может характеризоваться толщиной, меньшей, приблизительно, 10 микрометров. Рубашка может содержать, по меньшей мере, один верхний покрывающий слой, и верхний покрывающий слой может содержать пластмассы, полимерные материалы, полиэтилен, полипропилен, фторэластомер, фторполимер, фторполимерный эластомер, политетрафторэтилен, сополимер тетрафторэтилена и пропилена (TFE/P), полиамид-имид (PAI), полиимид, полифениленсульфид (PPS) или их комбинации. Верхний покрывающий слой может содержать гибкий покрывающий материал или частично гибкий покрывающий материал. Верхний покрывающий слой может характеризоваться толщиной, приблизительно, от 10 микрометров до 100 микрометров. Набухающий пакер с контролируемой скоростью набухания также может содержать удерживающий покрывающий слой, при этом удерживающий покрывающий слой может характеризоваться толщиной, составляющей, от приблизительно 1 микрометра до приблизительно 100 микрометров.
[0004] В одном из вариантов осуществления способ изготовления набухающего пакера с контролируемой скоростью набухания содержит нанесение маски, по меньшей мере, на часть наружной поверхности уплотнительного элемента, нанесение рубашки на уплотнительный элемент с нанесенной маской, удаление маски после нанесения рубашки; и обеспечение набухающего пакера с контролируемой скоростью набухания. Маска содержит проемы и, по существу, препятствует нанесению рубашки на участки, кроме проемов. Способ также может содержать нанесение удерживающего покрывающего слоя на наружную поверхность уплотнительного элемента, при этом удерживающий покрывающий слой можно наносить на наружную поверхность набухающего пакера с контролируемой скоростью набухания после удаления маски.
[0005] В одном из вариантов осуществления способ использования набухающего пакера с контролируемой скоростью набухания содержит расположение трубчатой колонны, содержащей соединенный с ней набухающий пакер с контролируемой скоростью набухания, внутри ствола скважины в подземном пласте, и активацию набухающего пакера с контролируемой скоростью набухания. Набухающий пакер с контролируемой скоростью набухания содержит: уплотнительный элемент и рубашку, причем уплотнительный элемент содержит набухающий материал. Рубашка покрывает, по меньшей мере, часть наружной поверхности уплотнительного элемента, и, по существу, непроницаема для текучей среды, инициирующей набухание уплотнительного элемента при контакте этой текучей среды с уплотнительным элементом. Способ также может содержать обеспечение набухания набухающего пакера с контролируемой скоростью набухания, на величину, составляющую от приблизительно 105% до приблизительно 500% относительно объема набухающего материала уплотнительного элемента перед активацией набухающего пакера с контролируемой скоростью набухания. Способ может также содержать обеспечение набухания набухающего пакера с контролируемой скоростью набухания, на величину, составляющую от приблизительно 125% до приблизительно 200% относительно объема набухающего материала уплотнительного элемента перед активацией набухающего пакера с контролируемой скоростью набухания. Набухающий промежуток уплотнительного элемента может увеличиваться на величину, составляющую от приблизительно 105% до приблизительно 250% относительно величины набухающего промежутка уплотнительного элемента перед активацией набухающего пакера с контролируемой скоростью набухания. Набухающий промежуток уплотнительного элемента может увеличиваться на величину, составляющую от приблизительно 110% до приблизительно 150% относительно величины набухающего промежутка уплотнительного элемента перед активацией набухающего пакера с контролируемой скоростью набухания. Набухающий пакер с контролируемой скоростью набухания может также содержать удерживающий покрывающий слой. Способ может также содержать изолирование по меньшей мере двух смежных участков ствола скважины с использованием набухающего пакера с контролируемой скоростью набухания после активации последнего. Активация набухающего пакера с контролируемой скоростью набухания может содержать взаимодействие, по меньшей мере, части пакера с контролируемой скоростью набухания с агентом набухания, и набухание уплотнительного элемента. Уплотнительный элемент может иметь линейную скорость набухания, или уплотнительный элемент может иметь нелинейную скорость набухания. Способ может также содержать регулирование скорости набухания уплотнительного элемента путем изменения по меньшей мере одного из следующего: типа и/или состава уплотнительного материала, типа и/или состава рубашки, количества слоев в рубашке, шаблона маски, соотношения между частью наружной поверхности уплотнительного элемента, подвергающейся воздействию агента набухания, и частью наружной поверхности уплотнительного элемента, покрытой рубашкой, типа и/или состава агента набухания, или их комбинации.
Краткое описание графических материалов
[0006] Для более полного понимания настоящего изобретения и его преимуществ ниже приведено краткое описание прилагаемых графических материалов и подробное раскрытие изобретения:
[0007] На фиг. 1 упрощенно изображен вид с разрезом варианта осуществления среды, в которой может быть реализован набухающий пакер с контролируемой скоростью набухания;
[0008] На фиг. 2 изображен в разрезе вариант осуществления набухающего пакера с контролируемой скоростью набухания;
[0009] На фиг. 3 изображен в изометрии вариант осуществления набухающего пакера с контролируемой скоростью набухания;
[0010] На фиг. 4 схематично представлен вариант осуществления маски;
[0011] На фиг. 5 отображены результаты испытания на набухание набухающего материала с различными покрытиями или рубашками и без них;
[0012] На фиг. 6А сфотографирован набухающего материала, покрытый защитным мелкоячеистым рисунком;
[0013] На фиг. 6В сфотографирован набухающий материал, покрытый защитным мелкоячеистым рисунком, показанный на фиг. 6А, после его разбухания;
[0014] На фиг. 6С сфотографирован набухающий материал, покрытый защитным крупноячеистым рисунком;
[0015] На фиг. 6D сфотографирован набухающий материал, покрытый защитным крупноячеистым рисунком, показанный на фиг. 6С, после его разбухания;
[0016] На фиг. 7 сфотографированы три образца набухающего материала, покрытого разными способами, после их разбухания;
[0017] На фиг. 8 отображены результаты испытания на набухание набухающего материала, покрытого разными защитными образцами; и
[0018] На фиг. 9 сфотографирован образец набухающего материала, покрытого частично гибким покрывающим материалом, после его разбухания.
Подробное раскрытие вариантов изобретения
[0019] В графических материалах и нижеприведенном раскрытии подобные элементы обычно обозначены одинаковыми номерами позиций. Дополнительно, одинаковые номера позиций могут относиться к одинаковым компонентам в различных вариантах осуществления, раскрытым в настоящем документе. Изображения на рисунках не обязательно масштабированы. Определенные признаки изобретения могут быть преувеличены или показаны схематично, а некоторые детали типовых элементов могут быть не показаны для ясности и выразительности изображения. Настоящее изобретение допускает варианты осуществления различных форм. Определенные варианты осуществления раскрыты в подробностях и показаны в графических материалах, при этом необходимо понимать, что настоящее раскрытие не ставит своей целью ограничить изобретение вариантами осуществления, проиллюстрированными и раскрытыми в настоящем документе. Понятно, что обсуждаемые здесь различные концепции вариантов осуществления могут быть реализованы по отдельности или в любой подходящей комбинации для получения желаемых результатов.
[0020] Если не указано иное, использование терминов «соединять», «зацеплять», «объединять», «прикреплять» или любого другого подобного термина, описывающего взаимодействие между элементами, не ограничено лишь прямым взаимодействием элементов, и может также содержать непрямое взаимодействие между раскрытыми элементами.
[002]1 Если не указано иное, при использовании терминов «вверх», «верхний», «кверху», «выше по скважине», «выше по потоку» или других подобных терминов следует понимать направление от пласта к поверхности или к поверхности тела воды; аналогично, при использовании терминов «вниз», «нижний», «книзу», «ниже по скважине», «ниже по потоку» или других подобных терминов следует понимать направление в пласте от поверхности тела воды, в не зависимости от ориентации ствола скважины. Использование любого из вышеприведенных терминов или нескольких таких терминов не должно быть истолковано, как обозначение положений относительно абсолютно вертикальной оси.
[0021] Если не указано иное, использование термина «подземный пласт» следует истолковывать, как заключающий области ниже открытой поверхности земли и области ниже поверхности земли, покрытой водой, например, океаном или водоемом с пресной водой.
[0023] В настоящем документе раскрыты варианты осуществления способов обслуживания ствола скважины, а также устройства и системы, которые могут быть использованы при осуществления такого обслуживания. В частности, в настоящем документе раскрыт один или несколько вариантов осуществления устройства обслуживания скважины, содержащего набухающий пакер с контролируемой скоростью набухания (НПКСН), системы и способы его реализации. В одном из вариантов осуществления НПКСН, что будет раскрыто в настоящем документе, позволяет оператору развернуть набухающий пакер внутри подземного пласта и регулировать скорость, с которой НПКСН будет расширяться, чтобы изолировать два или более участков ствола скважины и/или две или более зоны подземного пласта.
[0024] На фиг. 1 изображен вариант осуществления рабочей среды, в которой может быть реализовано устройство и/или система для обслуживания ствола скважины. Следует отметить, что, несмотря на то, что некоторые чертежи могут, в качестве примера, содержать горизонтальные или вертикальные стволы скважины, раскрытые принципы устройств, систем и способов могут быть одинаково применимы к горизонтальным конфигурациям ствола скважины, традиционным вертикальным конфигурациям ствола скважины, наклонным конфигурациям ствола скважины и любой их комбинации. Поэтому горизонтальный, наклонный или вертикальный характер любого чертежа, не ограничивает ствол скважины какой-либо конкретной конфигурацией.
[0025] Как показано на фиг. 1, рабочая среда, в целом, содержит ствол скважины 114, проникающий через подземный пласт 102, содержащий множество пластовых зон 2, 4, 6 и 8, с целью добычи углеводородов, хранения углеводородов, удаления диоксида углерода или др. Ствол 114 скважины может проходить, по существу, вертикально от поверхности земли через вертикальный участок ствола скважины, или может быть наклонным под любым углом к поверхности земли 104 выше отклоненного или горизонтального участка 118 ствола скважины. В альтернативной рабочей среде участки или, в целом, весь ствол 114 скважины может быть вертикальным, отклоненным, горизонтальным и/или искривленным. Ствол 114 скважины может быть пробурен в подземном пласте 102 с использованием любой подходящей технологии бурения. В одном из вариантов осуществления буровая или обслуживающая установка 106, расположенная на поверхности 104, содержит вышку 108 с основанием 110 установки, через которое может устанавливаться трубная колонна (например, бурильная колонна, инструментальная колонна, составная трубная колонна, объединенная трубная колонна или любой другое подходящее средство подачи или их комбинация), в целом, определяющая осевой проход, внутри или частично внутри ствола 114 скважины. В одном из вариантов осуществления трубная колонна может содержать две или более концентрически расположенные колонны труб или трубопроводов (например, первая рабочая колонна может быть расположена внутри второй рабочей колонны). Буровая или обслуживающая установка 106 может быть типовой и может содержать приводимую в действие двигателем лебедку и другое соответствующее оборудование для опускания трубной колонны в ствол скважины 114. Альтернативно, мобильная ремонтная установка, блок обслуживания ствола скважины (например, установки для ремонта скважин с использованием колонны непрерывных гибких труб) или др. могут быть использованы для опускания рабочей колонны в ствол 114 скважины. В таком варианте осуществления трубная колонна может быть использована для бурения, стимулирования, заканчивания или, в другом случае, обслуживания ствола скважины, или в комбинации этих операций. В то время как на фиг. 1 изображена стационарная буровая установка 106, специалисту в данной области техники будет понятно, что могут быть использованы мобильные ремонтные установки, блоки обслуживания ствола скважины (например, установки для ремонта скважин с использованием колонны непрерывных гибких труб) или др.
[0026] В одном из вариантов осуществления согласно фиг. 1, по меньшей мере, часть ствола 114 скважины обсажена трубчатым элементом 120, таким как обсадная колонна и/или хвостовик, определяющим осевой проход 121. В одном из вариантов осуществления согласно фиг. 1, по меньшей мере, часть скважинного трубчатого элемента 120 закреплена на месте в пласте 102 посредством множества НПКСН 200 (например, первый НПКСН 200а, второй НПКСН 200b, третий НПКСН 200с и четвертый НПКСН 200d). Дополнительно, в одном из вариантов осуществления, по меньшей мере, часть скважинного трубчатого элемента 120 может быть частично закреплена на месте в пласте 102 традиционным путем с использованием цемента. В дополнительной или альтернативной рабочих средах НПКСН, такой как НПКСН 200, как будет раскрыто в настоящем документе, может быть аналогичным образом встроен (и аналогично использован для крепления) в любую пригодную трубчатую колонну и использован для зацепления и/или уплотнения относительно наружной трубчатой колонны. Примеры такой трубчатой колонны содержат, не ограничиваясь этим, рабочую колонну, инструментальную колонну, сегментированную трубную колонну, объединенную трубную колонну, колонну безмуфтовых длинномерных труб, продукционную трубную колонну, бурильную колонну и т.п., или их комбинацию. В одном из вариантов осуществления НПКСН, такой как НПКСН 200, может быть использован для изолирования двух или более смежных участков или зон внутри подземного пласта 102 и/или ствола скважины 114.
[0027] В одном из вариантов осуществления согласно фиг. 1 скважинный трубчатый элемент 120 также может иметь встроенный по меньшей мере один инструмент для внутрискважинного обслуживания (ИВО) 300 (например, первый ИВО 300а, второй ИВО 300b, третий ИВО 300с и четвертый ИВО 300d). В одном из вариантов осуществления один или несколько ИВО 300 могут содержать приводное устройство стимулирования, которое может быть выполнено с возможностью осуществления обслуживания ствола скважины, а именно, стимулирующих операций. Различные стимулирующие операции могут включать в себя, не ограничиваясь этим, операции перфорирования, разрыва, кислотной обработки пласта или любую их комбинацию.
[0028] На фиг. 2 проиллюстрирован вариант осуществления НПКСН 200. В одном из вариантов осуществления согласно фиг. 2 НПКСН 200, в целом, содержит сердечник 210, уплотнительный элемент 220, расположенный вокруг, по меньшей мере, части сердечника 210, рубашку 230, покрывающую, по меньшей мере, часть уплотнительного элемента 220. Также НПКСН 200 может характеризоваться относительно центральной или продольной оси 205.
[0029] В одном из вариантов осуществления сердечник 210, в целом, содержит цилиндрическую или трубчатую конструкцию или корпус. Сердечник 210 может иметь одну ось с центральной осью 205 НПКСН 200. В одном из вариантов осуществления сердечник 210 может содержать единую конструкцию (например, единый узел изготовления, такой как непрерывная труба или трубопровод), альтернативно, сердечник 210 может содержать два или более функционально соединенных компонента (например, два или более подкомпонента, соединенных, например, с помощью резьбового соединения). Альтернативно, сердечник, подобный сердечнику 210, может содержать любую подходящую конструкцию; такие подходящие конструкции будут очевидны специалисту в данной области техники при изучении настоящего изобретения. Трубчатый корпус сердечника 210, в целом, определяет непрерывный осевой проход 211, обеспечивающий перемещение текучей среды через сердечник 210.
[0030] В одном из вариантов осуществления сердечник 210 может быть выполнен с возможностью установки в скважинный трубчатый элемент 120; альтернативно, сердечник 210 может быть выполнен с возможностью внедрения в любую подходящую трубчатую колонну, например, в рабочую колонну, инструментальную колонну, составную трубную колонну, объединенную трубную колонну, колонну непрерывных гибких труб, продукционную трубную колонну, бурильную колонну и т.п., или их комбинации. В этом варианте осуществления сердечник 210 может содержать подходящее соединение со скважинным трубчатым элементом 120 (например, с элементом обсадной колонны, таким как звено обсадных труб). Подходящие соединения с обсадной колонной известны специалистам в данной области техники. В таком варианте осуществления сердечник 210 вставлен внутрь скважинного трубчатого элемента 120 так, что осевой проход 211 в сердечнике 210 сообщается по текучей среде с осевым проходом 121 скважинного трубчатого элемента 120.
[0031] В одном из вариантов осуществления НПКСН 200 может содержать один или более опциональных удерживающих элементов 240. В целом, опциональный удерживающий элемент 240 может располагаться вокруг сердечника 210 рядом с уплотнительным элементом 220 и прижимаясь к нему со всех сторон уплотнительного элемента 220, как показано на фиг. 2. Альтернативно, опциональный удерживающий элемент 240 может располагаться рядом с уплотнительным элементом 220 и прижиматься к нему только с одной стороны, например, с нижней стороны уплотнительного элемента 220, или с верхней стороны уплотнительного элемента 220. Опциональный удерживающий элемент 240 может быть закреплен на сердечнике любым подходящим для этого удерживающим механизмом, например, посредством шурупов, шпилек, срезаемых штифтов, стяжных хомутов и т.п., или их комбинации. Опциональный удерживающий элемент 240 может содержать, не ограничиваясь этим, множество элементов, включая, одно или более разделительных колец, один или более шлипсов, один или более захватных сегментов, один или более захватных клиньев, один или более ограничителей экструзии и т.п., или их комбинацию. В одном из вариантов осуществления опциональный удерживающий элемент 240 может предотвращать или ограничивать продольное смещение (например, вдоль центральной оси 205) уплотнительного элемента 220 по сердечнику 210 во время размещения уплотнительного элемента 220, расположенного вокруг сердечника 210, внутри ствола скважины и/или подземного пласта. В одном из вариантов осуществления опциональный удерживающий элемент 240 может исключить или ограничить продольное расширение (например, вдоль центральной оси 205) уплотнительного элемента 220, в то же время обеспечивая радиальное расширение уплотнительного элемента 220.
[0032] В одном из вариантов осуществления уплотнительный элемент 220, в целом, может быть выполнен с возможностью выборочно уплотнять и/или изолировать два или более участка кольцевого пространства вокруг НПКСН 200 (например, между НПКСН 200 и одной или более стенками ствола 114 скважины), например, путем выборочного обеспечения барьера, проходящего по окружности, по меньшей мере, части наружной стороны НПКСН 200. В одном из вариантов осуществления уплотнительный элемент 220, в целом, может содержать полую цилиндрическую конструкцию, имеющую внутренний канал (например, трубообразной и/или кольцеобразной конструкции). Уплотнительный элемент 220 может иметь подходящий внутренний диаметр, подходящий внешний диаметр и/или подходящую толщину которую, например, может выбрать специалист при изучении настоящего изобретения и с учетом факторов, включающих в себя, не ограничиваясь этим, размер/диаметр сердечника 210, стенку, в которую при контакте должен упираться уплотнительный элемент, силу, с которой уплотнительный элемент должен контактировать с такой поверхностью (такими поверхностями), или другие факторы. Например, внутренний диаметр уплотнительного элемента 220 может быть почти таким же, как и наружный диаметр сердечника 210. В одном из вариантов осуществления уплотнительный элемент 220 может находиться в уплотнительном контакте (например, влагонепроницаемом уплотнительном контакте) с сердечником 210. Несмотря на то, что на фиг. 2 показан НПКСН 200, содержащий единый уплотнительный элемент 220, специалисту в данной области техники при рассмотрении настоящего раскрытия будет понятно, что подобные НПКСН могут содержать два, три, четыре, пять или любое другое подходящее количество уплотнительных элементов, подобных уплотнительному элементу 220.
[0033] В одном из вариантов осуществления уплотнительный элемент 220 содержит набухающий материал. В целях раскрытого в настоящем документе набухающий материал может быть определен, как любой материал (например, полимер, такой как эластомер), который набухает (например, увеличивается в массе и объеме) при контакте с выбранной текучей средой, т.е., агентом набухания. Раскрытие может относиться к полимеру и/или полимерному материалу. Понятно, что термины «полимер» и/или «полимерный материал» здесь равнозначны и относятся к композициям, содержащим, по меньшей мере, один полимеризованный мономер с другими добавками, традиционно включаемыми в такие материалы, или без таких добавок. Примеры полимерных материалов, пригодных для использования в качестве составляющей набухающего материала, включают в себя, не ограничиваясь этим, гомополимеры, неупорядоченные, блок-, привитые, звездообразные и гиперразветвленные полиэфиры, их сополимеры, их производные или их комбинации. Термин «производная» в настоящем документе определен, как содержащий любое соединение, выполненное из одного или нескольких набухающих материалов, например, путем замещения одного атома в набухающем материале другим атомом или группой атомов, перестройки двух или более атомов в набухающем материале, ионизации одного из набухающих материалов или образования соли одним из набухающих материалов. Термин «сополимер», используемый в настоящем документе, не ограничивается комбинацией двух компонентов, а содержит любую комбинацию любого количества полимеров, например, привитых полимеров, терполимеров и т.д.
[0034] В целях раскрытого в настоящем документе набухающий материал может быть охарактеризован как упругий, изменяющийся в объеме материал. В одном из вариантов осуществления набухающий материал уплотнительного элемента 220 может набухать на величину, составляющую от приблизительно 105% до приблизительно 500%, альтернативно - от приблизительно 115% до приблизительно 400%, или альтернативно - от приблизительно 125% до приблизительно 200%, относительно исходного объема элемента на поверхности, т.е. объема набухающего материала уплотнительного элемента 220 до взаимодействия уплотнительного элемента 220 (например, набухающего материала) с агентом набухания. В одном из вариантов осуществления набухающий промежуток уплотнительного элемента 220 может увеличиваться на величину, составляющую от приблизительно 105% до приблизительно 250%, альтернативно - от приблизительно 110% до приблизительно 200% или, альтернативно - от приблизительно 110% до приблизительно 150% относительно величины набухающего промежутка уплотнительного элемента 220 до взаимодействия уплотнительного элемента 220 (например, набухающего материала) с агентом набухания. В целях раскрытого в настоящем документе набухающий промежуток определяется увеличением радиуса уплотнительного элемента (например, набухающего материала) при набухании, поделенным на толщину уплотнительного элемента (например, набухающего материала) до набухания. Как будет понятно специалисту в данной области техники и на основании раскрытого в настоящем документе, степень набухания уплотнительного элемента (например, набухающего материала) может зависеть от различных факторов, например, таких как условия среды внутри скважины (например, температура, давление, состав пластовой текучей среды, вступающей в контакт с уплотнительным элементом, плотность текучей среды, рН, минерализация и т.д.). В целях раскрытого в настоящем документе при набухании материала, по меньшей мере, до некоторой степени (например, частичное набухание, значительное набухание, полное набухание), такие набухающие материалы могут быть отнесены к «набухшим материалам».
[0035] В одном из вариантов осуществления уплотнительный элемент 220 может быть выполнен с возможностью радиального расширения (например, увеличения наружного диаметра) при взаимодействии с агентом набухания. В одном из вариантов осуществления агент набухания, может быть текучей средой на водной основе (например, водными растворами, водой и т.п.), текучей средой на углеводородной основе (например, углеводородной текучей средой, нефтяной текучей средой, маслянистой текучей средой, углеводородом терпенового ряда, дизтопливом, бензином, ксилолом, октаном, гексаном и т.д.) или их комбинациями. Неограничивающий пример текучей среды на углеводородной основе включает в себя коммерчески доступный буровой раствор EDC 95-11.
[0036] В одном из вариантов осуществления набухающий материал может содержать водонабухающий материал, нефтенабухающий материал, и водонефтенабухающий материал, или их комбинации. Как должно понятно специалисту в данной области техники и раскрыто в настоящем изобретении, водонабухающие материалы могут набухать при контакте с агентом набухания, содержащим текучую среду на водной основе; нефтенабухающие материалы могут набухать при взаимодействии с агентом набухания, содержащим текучую среду на углеводородной основе; и водонефтенабухающие материалы могут набухать при контакте с агентом набухания, содержащим текучую среду на водной основе, текучую среду на углеводородной основе или оба вида текучих сред. Специалисту в данной области техники будет понятно, что водонабухающий материал может проявлять некоторую степень нефтенабухаемости (например, при контакте с текучей средой на углеводородной основе). Аналогично, что будет понятно специалисту в данной области техники, нефтенабухающий материал может проявлять некоторую степень водонабухаемости (например, набухать при контакте с текучей средой на водной основе).
[0037] Неограничивающие примеры водонабухающих материалов, пригодных для использования в настоящем изобретении, включают в себя сополимер тетрафторэтилена и пропилена (TFE/P), привитой сополимер крахмала и полиакрилатной кислоты, привитой сополимер поливинилового спирта и циклического кислотного ангидрида, сополимер изобутилена и малеинового ангидрида, сополимер винилацетата и акрилата, полимер оксида полиэтилена, привитой поли(этилен оксид) полиакриловой кислоты), полимер типа карбоксиметилцеллюлозы, привитой сополимер крахмала и полиакрилонитрила, полиметакрилат, полиакриламид, сополимер акриламида и акриловой кислоты, поли(2-гидроксиэтил метакрилат), поли(2-гидроксипропил метакрилат), нерастворимый акриловый полимер, глинистый минерал с высокой способность к набуханию, бентонит натрия, бентонит натрия с монтмориллонитом в качестве основного компонента, бентонит кальция, их производные или их комбинации.
[0038] Неограничивающие примеры нефтенабухающих материалов, пригодных для использования в настоящем изобретении, включают в себя нефтенабухающий каучук, натуральный каучук, полиуретановый каучук, акрилат-бутадиеновый каучук, бутилкаучук (IIR), бромированный бутилкаучук (BIIR), хлорированный бутилкаучук (CIIR), хлорированный полиэтиленкаучук (СМ/CPE), изопреновый каучук, хлоропреновый каучук, неопреновый каучук, бутадиеновый каучук, стирол-бутадиеновый сополимерный каучук (SBR), сульфированный полиэтилен (PES), хлор-сульфированный полиэтилен (CSM), этилен-акрилатный каучук (ЕАМ, АЕМ), сополимер эпихлоргидрина и оксида этилена (СО, ЕСО), этилен-пропиленовый сополимерный каучук (ЕРМ), этилен-пропилен-диеновый терполимер (EPDM), пероксидный сшитый, этилен-пропиленовый сополимерный каучук, серный сшитый этилен-пропиленовый сополимерный каучук, этилен-пропилен-диеновый терполимерный каучук (ЕРТ), сополимер этилена и винилацетата, фторсиликоновый каучук (FVMQ), силиконовый каучук (VMQ), поли-2,2,1-бициклогептен (полинорборнен), полимер алкилстирола, сшитый замещенный сополимер винила и акрилата, их производные или их комбинации.
[0039] Неограничивающие примеры водонефтенабухающих материалов, пригодных для использования в настоящем изобретении, включают в себя нитриловый каучук (NBR), акрилонитрил-бутадиеновый каучук, гидрированный нитриловый каучук (HNBR), высоконасыщенный нитриловый каучук (HNS), гидрированный акрилонитрил-бутадиеновый каучук, полимер типа акриловой кислоты, полиакриловая кислота), полиакрилатный каучук, фторкаучук (FKM), перфторкаучук (FFKM), их производные или их комбинации.
[0040] В одном из вариантов осуществления водонабухающий материал с различной степенью небольшой нефтенабухаемости может быть получен добавлением к полимеру EPDM или его прекурсорной мономерной смеси (i) эластомерной добавки, такой как, например, нитрил, HNBR, фторэластомеры или эластомеры на основе акрилата, или их прекурсоры; и (ii) ненасыщенной органической кислоты, ангидрида или их производных (например, малеиновой кислоты, 2-акриламидо-2-метилпропансульфоновой кислоты), опционально, в комбинации с неорганическим агентом расширения (например, карбонатом натрия); причем ненасыщенная органическая кислота, ангидрид или их производные могут присутствовать в полимере EPDM или его прекурсорной мономерной смеси в количестве, составляющем от приблизительно 1 до приблизительно 10 частей на сто частей каучука (phr), и в котором неорганическое расширяющее вещество может быть распределено в EPDM полимере или его прекурсорной мономерной смеси в количестве, составляющем от приблизительно 1 до приблизительно 10 phr.
[0041] В одном из вариантов осуществления ненасыщенная органическая кислота содержит высококислотное ненасыщенное вещество (например, 2-акриламидо-2-метилпропансульфоновая кислота). В таком варианте осуществления, когда высококислотное ненасыщенное вещество добавляют к полимеру EPDM или его прекурсорной мономерной смеси в количестве, составляющем от приблизительно 0,5 до приблизительно 5 phr, при этом полученный в результате набухающий материал может иметь различную нефтенабухаемость, и также может набухать в текучих средах с низким значением рН, как например, в растворе для заканчивания скважин, содержащем бромид цинка.
[0042] В одном из вариантов осуществления вторая добавка дополнительного количества неорганического расширяющего вещества (например, дополнительного количества, составляющего от приблизительно 1 до приблизительно 10 phr) к полимеру EPDM или его прекурсорной мономерной смеси может интенсифицировать набухаемость набухающего материала при низком рН, высокой концентрации рассолов.
[0043] В одном из вариантов осуществления цвиттерионный полимер или сополимер цвиттерионного мономера с ненасыщенным мономером может быть добавлен к полимеру EPDM или к его прекурсорной мономерной смеси для получения сшитого набухающего материала.
[0044] Как должно быть понятно специалисту в данной области техники и раскрыто в настоящем изобретении, количества различных ингредиентов, используемых для производства или получения полимерного набухающего материала, могут отличаться в зависимости от конкретной цели. Например, если необходимо, чтобы набухающий материал был высокосшитым, умеренно водонабухающим (например, около 150% объема) эластомером, имеющим очень низкую нефтенабухаемость, но очень высокую набухаемость в текучих средах с низким рН, то в качестве примера можно привести следующий состав: от приблизительно 60 до приблизительно 80 phr EPDM; от приблизительно 20 до приблизительно 40 phr нитрила или HNBR; от приблизительно 4 до приблизительно 5 phr 2-акриламидо-2-метилпропансульфоновой кислоты; и от приблизительно 15 до приблизительно 20 phr цвиттерионного полимера или мономера.
[0045] Другие набухающие материалы, которые ведут себя аналогичным образом в отношении текучих сред на углеводородной основе и/или текучих сред на водной основе, также могут быть пригодны. Специалист в данной области техники будет способен выбрать подходящий набухающий материал для использования в композициях согласно настоящему изобретению, основываясь на различных факторах, включая область применения, в которой будет использован состав, и требуемые характеристики набухания. Пригодные набухающие материалы доступны в продаже как один или несколько компонентов зональной изолирующей системы SWELLPACKERS от Halliburton Energy Services, Inc.
[0046] В одном из вариантов осуществления набухающие материалы, пригодные для использования в настоящем изобретении, содержат частицы набухающего материала любой подходящей геометрии, включая шарики, полые шарики, сферы, овалы, нити, палочки, гранулы, пластинки, диски, полоски, ленты и др., или их комбинации. В одном из вариантов осуществления набухающий материал может характеризоваться размером частиц, составляющим от приблизительно 0,1 микрометра до приблизительно 2000 микрометров, альтернативно - от приблизительно 0,5 микрометров до приблизительно 1500 микрометров, или альтернативно - от приблизительно 1 микрометра до 1000 микрометров.
[0047] Неограничивающие примеры набухающих материалов, пригодных для использования вместе со способами согласно настоящему изобретению подробно раскрыты в патентах США №№3385367; 7059415; 7143832; 7717180; 7934554; 8042618 и 8100190; каждый из которых во всей полноте включен в настоящий документ посредством ссылки.
[0048] В варианте осуществления согласно фиг. 2 рубашка 230, в целом, покрывает, по меньшей мере, часть наружной поверхности 221 уплотнительного элемента 220. Рубашка 230 может быть, по меньшей мере, почти непроницаемой для агента набухания уплотнительного элемента 220. В одном из вариантов осуществления рубашка 230, в целом, может быть выполнена с возможностью регулирования скорости набухания уплотнительного элемента 220 (например, скоростью набухания набухающего материала), причем набухающий материал уплотнительного элемента 220 может набухать (например, расширяться или увеличиваться в объеме) при достаточном контакте между НПКСН и агентом набухания. В целях раскрытого в настоящем документе скорость набухания материала (например, уплотнительного элемента 220, набухающего материала) определена как соотношение между объемным расширением или увеличением такого материала и временем или продолжительностью, необходимым для осуществления такого объемного расширения; где объемное расширение представлено разностью между конечным объемом в конце оцениваемого периода времени и исходным объемом в начале оцениваемого периода времени. Как должно быть понятно специалисту и раскрыто в настоящем изобретении, скорость набухания уплотнительного элемента 220 и скорость набухания набухающего материала, как части уплотнительного элемента приблизительно одинаковы, хотя скорость набухания набухающего материала, оцениваемая снаружи НПКСН (т.е. когда набухающий материал не является частью НПКСН), может отличаться от скорости набухания уплотнительного элемента 220. Чтобы не ограничиваться теорией, рубашка 230 может контролировать скорость набухания путем ограничения воздействия агента набухания на набухающий материал (например, уплотнительный элемент 220). Кроме того, чтобы не ограничиваться теорией, контакт между агентом набухания, и уплотнительным элементом, и, следовательно, набухание набухающего материала, может зависеть от геометрии и состава рубашки, регулирующей доступ агента набухания к уплотнительному элементу, как подробно раскрыто в настоящем документе.
[0049] В одном из вариантов осуществления рубашка 230 может покрывать подходящий участок наружной поверхности 221 уплотнительного элемента 220, то есть часть наружной поверхности 221 уплотнительного элемента 220 подвергается воздействию (например, путем непосредственного контакта с агентом набухания) в тех местах, где рубашка 230 отсутствует. В одном из вариантов осуществления рубашка 230 может покрывать поверхность уплотнительного элемента 220, равную или превышающую, приблизительно 75%, альтернативно - приблизительно 80%, альтернативно - приблизительно 81%, альтернативно - приблизительно 82%, альтернативно - приблизительно 83%, альтернативно - приблизительно 84%, альтернативно - приблизительно 85%, альтернативно - приблизительно 86%, альтернативно - приблизительно 87%, альтернативно - приблизительно 88%, альтернативно - приблизительно 89%, альтернативно - приблизительно 90%, альтернативно - приблизительно 91%, альтернативно - приблизительно 92%, альтернативно - приблизительно 93%, альтернативно - приблизительно 94% или альтернативно - приблизительно 95%.
[0050] В одном из вариантов осуществления рубашка 230 обеспечивает, по меньшей мере, непроницаемое для текучей среды уплотнение части наружной поверхности 221 уплотнительного элемента 220, которую она покрывает. Например, рубашка 230 может предотвращать и/или ограничивать непосредственный контакт между текучей средой (например, агентом набухания) и частью наружной поверхности 221 уплотнительного элемента 220, покрытого рубашкой 230. В некоторых вариантах осуществления, по существу, непроницаемое для текучей среды уплотнение, обеспечиваемое рубашкой 230, может быть обеспечено, когда рубашка 230 имеет диффузионную скорость истечения агента набухания, которая существенно ниже, чем диффузионная скорость истечения на непокрытых участках уплотнительного элемента 220. Например, отношение диффузионной скорости течения агента набухания через рубашку 230 к диффузионной скорости истечения на непокрытых частях уплотнительного элемента 220 может составлять, по меньшей мере, от приблизительно 1:10 до приблизительно 1:100. В одном из вариантов осуществления рубашка 230 может быть непроницаемой или герметичной по отношению к агенту набухания. В одном из вариантов осуществления рубашка 230 может быть, по существу, непроницаемой или герметичной по отношению к агенту набухания. В одном из вариантов осуществления рубашка 230 может быть малопроницаемой по отношению к агенту набухания. В одном из вариантов осуществления рубашка 230 может обеспечивать покрытие менее чем, приблизительно 20%, альтернативно - менее чем приблизительно 15%, альтернативно - менее чем приблизительно 10%, альтернативно - менее чем приблизительно 9%, альтернативно - менее чем приблизительно 8%, альтернативно - менее чем приблизительно 7%, альтернативно - менее чем приблизительно 6%, альтернативно - менее чем приблизительно 5%, альтернативно - менее чем приблизительно 4%, альтернативно - менее чем приблизительно 3%, альтернативно - менее чем приблизительно 2%, альтернативно - менее чем приблизительно 1%, альтернативно- менее чем приблизительно 0,1%, альтернативно - менее чем приблизительно 0,01% или, альтернативно - менее чем приблизительно 0,001% площади поверхности 221, герметично покрытой рубашкой 230, чтобы обеспечивать непосредственный контакт с агентом набухания.
[0051] В одном из вариантов осуществления рубашка 230 может содержать один или более покрывающих слоев. В целях разъяснения, покрывающий слой рубашки следует понимать, как покрывающий слой рубашки, наложенный на уплотнительный элемент 220 в одно покрытие или за одну процедуру нанесения. Например, рубашка 230 может содержать один покрывающий слой материала А, нанесенный в одно покрытие. Альтернативно, рубашка 230 может содержать два покрывающих слоя материала А, нанесенных на уплотнительный элемент 220 за две разные процедуры покрытия (например, каждый слой покрытия наносят в разное время). В некоторых вариантах осуществления рубашка 230 может содержать один покрывающий слой материала А и один покрывающий слой материала В, при этом покрывающий слой материала А и покрывающий слой материала В наносят на уплотнительный элемент 220 за две разные процедуры нанесения покрытия (каждый покрывающий слой нанесен в разное время). В других вариантах осуществления рубашка 230 может содержать один покрывающий слой как материала А, так и материала В, в котором оба материала А и В нанесены сопутствующим образом (например, в одно и то же время) на уплотнительный элемент 220.
[0052] В одном из вариантов осуществления рубашка 230 может содержать по меньшей мере два покрывающих слоя, альтернативно - по меньшей мере, три покрывающих слоя, альтернативно - по меньшей мере четыре покрывающих слоя или альтернативно - по меньшей мере пять или более покрывающих слоев. В целях раскрытого в настоящем документе, если рубашка 230 состоит из двух или более покрывающих слоев, то первый покрывающий слой, наносимый непосредственно на уплотнительный элемент 220, называют «грунтовочным покрывающим слоем», а любой покрывающий слой или слои, наносимые следом за грунтовочным покрывающим слоем, называют «верхним покрывающим слоем» или «верхними покрывающими слоями». Далее, в целях раскрытого в настоящем документе, верхний покрывающий слой, наносимый после грунтовочного покрывающего слоя, называют «первым верхним покрывающим слоем», верхний покрывающий слой, наносимый после первого верхнего покрывающего слоя, называют «второй верхний покрывающий слой», верхний покрывающий слой, наносимый после второго верхнего покрывающего слоя, называют «третий верхний покрывающий слой», верхний покрывающий слой, наносимый после третьего верхнего покрывающего слоя, называют «четвертым верхним покрывающим слоем» и т.д. Специалисту в данной области техники будет понятно, что первый верхний покрывающий слой будет самым близким из всех слоем к уплотнительному элементу, второй верхний покрывающий слой будет вторым наиболее близким слоем к уплотнительному элементу после первого верхнего покрывающего слоя и т.д.
[0053] В одном из вариантов осуществления грунтовочный покрывающий слой может служить для активации наружной поверхности 221 уплотнительного элемента 220, например, делать возможным или улучшать сцепление между уплотнительным элементом 220 и верхним покрывающим слоем или слоями. Грунтовочное покрытие является опциональным и может отсутствовать в некоторых вариантах осуществления. Например, грунтовочный покрывающий слой может отсутствовать, когда покрывающий материал имеет достаточное сцепление с наружной поверхностью 221 уплотнительного элемента 220. На практике, грунтовочный покрывающий слой может активировать наружную поверхность 221 уплотнительного элемента 220 путем его сцепления с уплотнительным элементом и последующего сцепления с верхним покрывающим слоем (слоями). Грунтовочный покрывающий слой может выполнять функцию «клея» между уплотнительным элементом 220 и верхним покрывающим слоем (слоями) рубашки. Специалисту в данной области техники будет понятно, что грунтовочный покрывающий слой может быть полезен, когда верхний покрывающий слой (слои) рубашки 230 не сцепляется с уплотнительным элементом 220 таким образом, чтобы сформировать непроницаемое для текучей среды уплотнение, при этом грунтовочный покрывающий слой может быть выбран таким образом, чтобы сформировать непроницаемое для текучей среды уплотнение как с уплотнительным элементом 220, так и с верхним покрывающим слоем (слоями).
[0054] В одном из вариантов осуществления грунтовочный покрывающий слой содержит грунтовку на водной основе. В альтернативном варианте осуществления грунтовочный покрывающий слой содержит грунтовку на основе органического растворителя. Неограничивающий пример грунтовки на водной основе, пригодной для использования в настоящем изобретении, содержит двухкомпонентную систему, в которой первый компонент (например, основа) содержит эпоксидные составляющие и алкил(С13-С15)глицидилэфир, а второй компонент (например, активатор) содержит тетраэтиленпентамин. Неограничивающие примеры грунтовок на основе органических растворителей, пригодных для использования в настоящем изобретении, содержат уретан, адгезив на основе изоцианата и др.
[0055] В одном из вариантов осуществления грунтовочный покрывающий слой может характеризоваться толщиной менее 10 мкм, альтернативно - менее 5 микрометров или альтернативно - менее 1 микрометра.
[0056] В некоторых вариантах осуществления наружная поверхность 221 уплотнительного элемента 220 может быть активирована (например, чтобы сделать возможным или улучшить сцепление между уплотнительным элементом 220 и верхним покрывающим слоем или слоями) путем пламенной обработки, плазменной обработки, обработки электронным пучком, окислительной обработки, обработки с использованием коронного разряда, обработки горячим воздухом, озоном, ультрафиолетом, пескоструйной обработки и др., или любой их комбинации.
[0057] В одном из вариантов осуществления верхний покрывающий слой (слои) может (могут) содержать покрывающий материал, а именно, непроницаемый или герметичный по отношению к агенту набухания. В одном из вариантов осуществления верхний покрывающий слой (слои) может (могут) содержать покрывающий материал, по существу, непроницаемый или герметичный по отношению к агенту набухания. В одном из вариантов осуществления верхний покрывающий слой (слои) может (могут) содержать покрывающий материал с низкой пропускаемостью по отношению к агенту набухания.
[0058] В одном из вариантов осуществления верхний покрывающий слой (слои) может (могут) содержать гибкий покрывающий материал. В целях раскрытого в настоящем документе гибкий покрывающий материал может быть определен как покрывающий материал, растягивающийся при набухании уплотнительного элемента или расширении в объеме без потери уплотнительного контакта с наружной поверхностью 221 уплотнительного элемента 220. На практике, гибкий покрывающий материал может растягиваться с той же скоростью, с которой наружная поверхность уплотнительного элемента 220 увеличивается или расширяется. Далее, На практике, соотношение между площадью наружной поверхности уплотнительного элемента 220, находящейся в уплотнительном контакте с рубашкой, и площадью поверхности рубашки 230 остается, по существу, одинаковым в процессе набухания, например, приблизительно 1:1, когда верхний покрывающий слой содержит гибкий покрывающий материал. В других вариантах осуществления верхний покрывающий слой (слои) может (могут) содержать частично гибкий покрывающий материал. На практике, соотношение между площадью наружной поверхности уплотнительного элемента 220, находящегося в уплотнительном контакте с рубашкой 230, и площадью поверхности рубашки 230 может изменяться во время набухания, когда верхний покрывающий слой содержит частично гибкий покрывающий материал.
[0059] Неограничивающие примеры покрывающих материалов, пригодных для использования в рубашке 230, могут содержать пластмассы, полимерные материалы, полиэтилен, полипропилен, фторэластомеры, фторполимеры, фторполимерные эластомеры, политетрафторэтилен, сополимер тетрафторэтилена и пропилена (TFE/P), полиамид-имид (PAI), полиимид, полифениленсульфид (PPS) или их комбинации. В одном из вариантов осуществления покрывающий материал содержит покрывающий материал на водной основе. В альтернативном варианте осуществления покрывающий материал содержит покрывающий материал на основе органического растворителя. В одном из вариантов осуществления покрывающий материал содержит однокомпонентную систему. В альтернативном варианте осуществления покрывающий материал содержит многокомпонентную систему (например, двухкомпонентную систему, трехкомпонентную систему и т.д.), которая может подвергаться процессу сшивания во время сушки/выдержки/отверждения верхнего слоя (слоев). В одном из вариантов осуществления верхний покрывающий слой (слои) может (могут) содержать гибкую связующую систему и защитный наполнитель. Как будет понятно специалисту в данной области техники, водонабухающий материал может быть использован в качестве верхнего покрывающего слоя для нефтенабухающего материала, способного набухать при контакте с агентом набухания и содержащим текучую среду на углеводородной основе. Аналогично, что будет понятно специалисту в данной области техники, нефтенабухающий материал может быть использован в качестве верхнего покрывающего слоя для водонабухающего материала, выполненного с возможностью набухания при контакте с агентом набухания, содержащим текучую среду на водной основе.
[0060] Неограничивающие примеры коммерчески доступных покрывающих материалов, пригодных для выполнения рубашки 230 (например, верхнего покрывающего слоя) включают в себя ACCOLAN, АССОАТ и ACCOFLEX, выпускаемые фирмой Accoat, находящейся в Квистгоре, Дания; VITON, представляющий собой фторполимерный эластомер, выпускаемый фирмой DuPont; AFLAS, представляющий собой TFE/P, выпускаемый фирмой Asahi Glass Co., LTD; и VESPEL, представляющий собой полиимид, выпускаемый фирмой DuPont. Другие подходящие покрывающие материалы могут быть оценены специалистами в данной области техники и с помощью настоящего изобретения.
[0061] В одном из вариантов осуществления верхний покрывающий слой может характеризоваться толщиной, составляющей от приблизительно 10 микрометров до приблизительно 100 микрометров, альтернативно - от приблизительно 30 микрометров до приблизительно 60 микрометров, или альтернативно - от приблизительно 35 микрометров до приблизительно 55 микрометров.
[0062] В одном из вариантов осуществления некоторые набухающие материалы могут с течением времени вымываться (например, просачиваться, вытекать, выходить, проникать наружу и др.) из уплотнительного элемента 220. В таком варианте осуществления набухающие материалы могут вымываться из уплотнительного элемента 220 через открытую наружную поверхность (например, участки наружной поверхности, не покрытые рубашкой 230). Следовательно, спустя некоторое время, НПКСН, такой как НПКСН 220, может потерять способность изолировать два или более смежных участка или зоны внутри подземного пласта (например, подземного пласта 102) и/или ствола скважины (например, ствола скважины 114).
[0063] В одном из вариантов осуществления НПКСН 200 может содержать опциональный удерживающий покрывающий слой. В таком варианте осуществления удерживающий покрывающий слой предотвращает выход набухающего материала из уплотнительного элемента 220 и позволяет агенту набухания притекать таким образом, чтобы агент набухания вступал в контакт с набухающим материалом. В одном из вариантов осуществления удерживающий покрывающий слой может покрывать приблизительно 100%, альтернативно - приблизительно 99%, альтернативно - приблизительно 98%, альтернативно - приблизительно 97%, альтернативно - приблизительно 96% площади наружной поверхности 221 уплотнительного элемента 220 и/или площади поверхности уплотнительного элемента, подвергающейся воздействию агента набухания (например, участок, не покрытый рубашкой 230). Как будет понятно специалисту в данной области техники и на основании настоящего изобретения, при использовании удерживающего покрывающего слоя рубашка находится в уплотнительном контакте (например, непроницаемом для текучей среды уплотнительном контакте) с удерживающим покрывающим слоем, и само по себе попадание агента набухания, в уплотнительный элемент 220 может происходить через удерживающий покрывающий слой на наружной, подвергающейся воздействию текучей среды поверхности (например, на участках наружной поверхности, не находящихся в уплотнительном контакте с рубашкой 230). Кроме того, как будет понятно специалисту в данной области техники и на основании настоящего изобретения, рубашка 230 предотвращает выход набухающего материала из уплотнительного элемента 220 через участки наружной поверхности, покрытые рубашкой 230. В одном из вариантов осуществления удерживающий покрывающий слой содержит гибкий удерживающий покрывающий материал.
[0064] В альтернативном варианте осуществления НПКСН 200 может содержать опциональный удерживающий покрывающий слой сверху рубашки 230 и участков наружной поверхности, подвергающихся воздействию текучей среды, (например, участков наружной поверхности, не покрытых рубашкой 230). Как будет понятно специалисту в данной области техники и на основании настоящего изобретения, такой удерживающий покрывающий слой может быть нанесен на наружную поверхность НПКСН 200 (например, наружную поверхность уплотнительного элемента 220) после удаления маски, используемой для создания участков наружной поверхности, подвергающихся воздействию текучей среды (например, участков наружной поверхности, не покрытых рубашкой 230), что будет раскрыто далее. Другие подходящие конфигурации удерживающего покрывающего слоя будут понятны специалисту в данной области техники и на основании настоящего изобретения.
[0065] В одном из вариантов осуществления удерживающий покрывающий слой может содержать проницаемый для воды или полупроницаемый для воды полимерный материал, такой как, например, сульфированный тетрафторэтилен на основе фторполимера-сополимера, полиэфирэфиркетона (РЕЕК), полиэфиркетона (РЕК) и др. Как будет понятно специалисту в данной области техники и на основании настоящего изобретения, водопроницаемый полимерный материал пропускает воду и/или агент набухания на водной основе, в то же время, препятствуя утечке набухающих материалов.
[0066] В одном из вариантов осуществления удерживающий слой может характеризоваться толщиной, составляющей от приблизительно 1 микрометра до приблизительно 100 микрометров, альтернативно - от приблизительно 5 микрометров до приблизительно 75 микрометров, или альтернативно - от приблизительно 10 микрометров до приблизительно 50 микрометров.
[0067] В одном из вариантов осуществления рубашка 230 (например, материал, содержащий рубашку 230, такой как, например, грунтовочный слой на водной основе, грунтовочный слой на основе органического растворителя, покрывающий материал и т.д.) и/или удерживающий покрывающий слой или любые слои могут быть выполнены с возможностью нанесения на уплотнительный элемент 220 любым подходящим способом. Например, в различных вариантах осуществления рубашка 230 и/или удерживающий покрывающий слой или любые слои могут содержать жидкообразный или, по существу, жидкообразный материал, который можно распылить на уплотнительный элемент 220, нанести на уплотнительный элемент 220 кистью и др., или в который уплотнительный элемент 220 может быть погружен или др. В одном из вариантов осуществления материал, содержащий рубашку 230, может быть выполнен с возможностью высыхания (например, установки, раскладки, установки на место, выдержки, отверждения, сшивки и др.) при воздействии заданных условий или по прошествии определенного периода времени. Например, рубашка 230 и/или удерживающий покрывающий слой или любые слои могут высыхать (или т.п.) при нагревании, охлаждении, воздействии отвердителей или комбинации этих действий.
[0068] Как было раскрыто ранее в настоящем документе, рубашка 230 может быть нанесена только на часть наружной поверхности уплотнительного элемента 220, например, обеспечивая, таким образом, часть наружной поверхности, подвергающуюся воздействию текучей среды (например, на которую не нанесена рубашка 230), и часть наружной поверхности, не подвергающуюся воздействию текучей среды (например, на которую нанесена рубашка). Например, на фиг. 3 проиллюстрирован вид в аксонометрии НПКСН 200. В одном из вариантов осуществления, показанном на фиг. 3, часть уплотнительного элемента 220 подвергают воздействию текучей среды (например, часть 220а), а другую часть покрывают рубашкой 230 (например, не подвергающуюся воздействию текучей среды часть 220b). В одном из вариантов осуществления соотношение между частями, подвергающимися и не подвергающимися воздействию, может содержать любой подходящий рисунок, дизайн или др. В одном из вариантов осуществления подвергающаяся воздействию текучей среды часть 220а, опционально, может содержать удерживающий покрывающий слой, как было раскрыто ранее в настоящем документе.
[0069] В одном из вариантов осуществления, как будет раскрыто в настоящем документе, подвергающиеся и не подвергающиеся воздействию поверхности уплотнительного элемента 220 могут быть получены путем нанесения «маски» или, иначе, покрытия части наружной поверхности 221 уплотнительного элемента 220 (например, части наружной поверхности 221 уплотнительного элемента 220, подвергающейся воздействию текучей среды) перед нанесением материала рубашки 230. В одном из вариантов осуществления такая «маска» может быть выполнена с возможностью закрывать любую подходящую часть наружной поверхности 221 уплотнительного элемента 220. Например, в одном из вариантов осуществления маска может содержать сетку, ромбоидальный рисунок, рисунок из вертикальных, горизонтальных и/или спиральных линий, случайный рисунок и т.п. Рисунок маски также может обеспечивать любое количество форм и размеров отверстий для покрытия данной площади поверхности. Например, маска может обеспечивать небольшое количество относительно больших отверстий или большее количество маленьких отверстий. Отверстия или открытые области могут иметь любую форму, например, округлую (круглую, овальную, эллиптическую и др.), или любую другую пригодную форму. Маска может быть выполнена из любого подходящего материала, примеры которого включают в себя, не ограничиваясь этим, бумагу, пластмассу, проволоку, металл, различные волокнистые материалы, нити, веревку, сеть или их комбинации.
[0070] Один или несколько вариантов осуществления НПКСН, такого как раскрытый здесь НПКСН 200, раскрывают один или несколько способов, относящихся к изготовлению/сборке и использованию такого НПКСН.
[0071] В одном из вариантов осуществления способ изготовления НПКСН, такого как НПКСН 200, в целом, содержит этапы обеспечения сердечника (например, раскрытого здесь сердечника 210), имеющего по меньшей мере один уплотнительный элемент (например, раскрытый здесь уплотнительный элемент 220), расположенный вокруг, по меньшей мере, его части; нанесение маски, по меньшей мере, на часть наружной поверхности уплотнительного элемента; нанесение рубашки (например, раскрытой здесь рубашки 230) на уплотнительный элемент в один или более слоев; и удаление маски.
[0072] В одном из вариантов осуществления может быть получен сердечник 210, имеющий по меньшей мере один уплотнительный элемент 220, расположенный вокруг, по меньшей мере, его части. Например, подходящие сердечники 210 и уплотнительные элементы 220, по отдельности или в комбинации, могут быть получены от Halliburton Energy Services, Inc.
[0073] В одном из вариантов осуществления после получения сердечника 210 с расположенным вокруг него уплотнительным элементом 220, по меньшей мере, часть уплотнительного элемента 220 (например, по меньшей мере, часть наружной поверхности 221 уплотнительного элемента 220) может быть покрыта маской. В одном из вариантов осуществления такая маска может быть выполнена в любой подходящей форме. Пример подходящей маски 250 проиллюстрирован на фиг. 4, хотя специалисту в данной области техники и на основании настоящего изобретения будут очевидны и другие подходящие конфигурации. В одном из вариантов осуществления, показанном на фиг. 4, маска 250 содержит рисунок в виде сетки 250b с множеством проемов 250а. В альтернативных вариантах осуществления маска может иметь любую подходящую конфигурацию. Например, маска может содержать подходящий равномерный рисунок; альтернативно, маска может вообще не иметь рисунка. В одном из вариантов осуществления маска 250 может содержать одиночный лист (например, как показано на фиг. 4). В альтернативном варианте осуществления маска может содержать множество листов, ребер, проволок или других подходящих форм. В одном из вариантов осуществления маска может быть обернута вокруг уплотнительного элемента (например, нанесена на него) и зафиксирована на месте перед нанесением рубашки или любых других слоев.
[0074] В одном из вариантов осуществления после фиксации маски (например, маски 250) на уплотнительном элементе 220, рубашка 230 или любые ее слои могут быть нанесены на покрытый маской уплотнительный элемент 220. Например, материал, содержащий рубашку 230 (например, грунтовочный слой на водной основе, грунтовочный слой на основе органического растворителя, покрывающий материал и др.) или любые ее слои, может быть распылен на покрытый маской уплотнительный элемент 220; альтернативно, материал, содержащий рубашку 230 (например, грунтовочный слой на водной основе, грунтовочный слой на основе органического растворителя, покрывающий материал и др.) или любые ее слои могут быть нанесены кисточкой или другим способом на покрытый маской уплотнительный элемент 220; альтернативно, покрытый маской уплотнительный элемент 220 может быть окунут, окружен или погружен в материал, содержащий рубашку 230 (например, грунтовочный слой на водной основе, грунтовочный слой на основе органического растворителя, покрывающий материал) или любые ее слои. Так как покрытый маской уплотнительный элемент 220 покрыт материалом, который формирует рубашку 230 (например, грунтовочный слой на водной основе, грунтовочный слой на основе органического растворителя, покрывающий материал и др.) или любые ее слои, материал рубашки 230 (например, грунтовочный слой на водной основе, грунтовочный слой на основе органического растворителя, покрывающий материал и др.) или любые ее слои может прилипать к частям уплотнительного элемента 220, не покрытым или покрытым маской 250.
[0075] В одном из вариантов осуществления материалу рубашки 230 или любым ее слоям может быть обеспечена сушка (например, установка, раскладка, установка на месте, обработка, отверждение, сшивание или др.) перед удалением маски 250 и/или перед нанесением другого слоя (например, верхнего покрывающего слоя). В альтернативном варианте осуществления маска 250 может быть удалена в любое удобное время после нанесения на него материала рубашки 230 или любых ее слоев. В одном из вариантов осуществления после удаления маски 250 часть уплотнительного элемента 220 будет подвергаться воздействию текучей среды (подвергаемая воздействию текучей среды часть 220а), а другая часть будет закрыта рубашкой 230 (не подвергающаяся воздействию часть 220b) или любыми ее слоями, как было раскрыто ранее. В одном из вариантов осуществления, если рубашка 230 имеет больше одного слоя, то слой, нанесенный на покрытый маской уплотнительный элемент 220, может быть высушен перед нанесением другого слоя; альтернативно, следующие слои могут быть нанесены на слой без обеспечения высыхания ранее нанесенного слоя.
[0076] Один или более вариантов осуществления НПКСН, подобного раскрытому НПКСН 200, одного или более вариантов осуществления способа обслуживания ствола скважины с использованием такого НПКСН, также раскрыты в настоящем документе. В одном из вариантов осуществления способ использования НПКСН, такого как раскрытый здесь НПКСН 200, в целом, содержит этапы обеспечения НПКСН 200, расположения трубной колонны с вмонтированным в нее НПКСН 200 внутри ствола скважины, и активации НПКСН 200. Дополнительно, в одном из вариантов осуществления способ также может содержать осуществление операций по обслуживанию ствола скважины, позволяющих извлекать углеводородную текучую среду, или их комбинацию.
[0077] В одном из вариантов осуществления обеспечение НПКСН 200 может содержать один или более этапов способа изготовления НПКСН 200, как раскрыто в настоящем документе. В одном из вариантов осуществления после получения НПКСН 200 (например, изготовления или приобретения у производителя), он может быть использован раскрытым в настоящем документе способом.
[0078] В одном из вариантов осуществления НПКСН 200 может быть внедрен в трубную колонну (например, обсадную колонну, такую как обсадная колонна 120, рабочую колонну, инструментальную колонну, составную трубную колонну, объединенную трубную колонну, колонну непрерывных гибких труб, продукционную трубную колонну, бурильную колонну и т.п. или любые другие пригодные трубчаты элементы ствола скважины) и расположен внутри ствола скважины (например, ствола скважины 114). Дополнительно, например, как показано на фиг. 1, в одном из вариантов осуществления трубная колонна может содержать один, два, три, четыре, пять, шесть, семь, восемь, девять, десять или более внедренных в нее НПКСН.
[0079] В одном из вариантов осуществления НПКСН 200 (например, первый, второй, третий и четвертый НПКСН 200а, 200b, 200с и 200d, соответственно) могут внедрять в трубную колонну по мере того, как трубная колонна будет «входить» в ствол скважины (например, ствол скважины 114). Например, как будет понятно специалисту в данной области техники и на основании настоящего изобретения, такие трубные колонны обычно собирают в «звенья», которые добавляют к верхнему концу колонны (например, трубной колонны) при введении колонны внутрь скважины. Трубная колонна (например, обсадная колонна 120) может быть собрана и введена в ствол скважины 114 так, чтобы НПКСН оказался в заранее установленном месте, например, таким образом, чтобы данный НПКСН (после его расширения) изолировал (например, предотвращал сообщение по текучей среде) между двумя соседними зонами подземного пласта 102 (например, пластовыми зонами 2, 4, 6 и 8) и/или участками ствола 114 скважины. В одном из вариантов осуществления, показанном на фиг. 1, НПКСН 200а, когда он находится в расширенном состоянии, может изолировать зоны 2 и 4 друг от друга; НПКСН 200b при расширении может изолировать зоны 4 и 6 друг от друга; НПКСН 200 с при расширении может изолировать зоны 6 и 8 друг от друга и т.д.
[0080] В одном из вариантов осуществления после размещения трубной колонны (например, обсадной колонны 120), содержащей один или несколько НПКСН (например, НПКСН 200, НПКСН 200а, НПКСН 200b, НПКСН 200с, НПКСН 200d), внутри ствола скважины (например, ствола скважины 114), например, таким образом, что НПКСН после его расширения изолирует две смежные зоны подземного пласта 102 и/или участка ствола 114 скважины, НПКСН можно активировать, т.е. инициировать их расширение. В одном из вариантов осуществления активация НПКСН может содержать взаимодействие НПКСН с агентом набухания. Как раскрыто ранее, агент набухания, может содержать любую подходящую текучую среду, такую как, например, текучая среда на водной основе (например, водные растворы, вода и т.п.), текучая среда на углеводородной основе (например, углеводородная текучая среда, нефтяная текучая среда, маслянистая текучая среда и т.п.) или их комбинации. В одном из вариантов осуществления агент набухания может содержать текучую среду, уже присутствующую в стволе скважины 114, например, обслуживающую текучую среду, пластовую текучую среду (например, углеводородную текучую среду) или их комбинации. Альтернативно, агент набухания, может быть введен в ствол скважины 114, например, как обслуживающая текучая среда. Агент набухания, может оставаться в контакте с НПКСН (например, с открытыми участками 220а уплотнительного элемента 220) в течение достаточного количества времени для расширения уплотнительного элемента в уплотнительный контакт с подземным пластом (например, со стенками ствола скважины 114), например, в течение по меньшей мере 2 дней, альтернативно - по меньшей мере 4 дней, альтернативно - по меньшей мере 8 дней, альтернативно - по меньшей мере 12 дней, альтернативно - по меньшей мере 2 недель, альтернативно - по меньшей мере 1 месяца, альтернативно - по меньшей мере 2 месяцев, альтернативно - по меньшей мере 3 месяцев, альтернативно - по меньшей мере 4 месяцев или, альтернативно - в течение любого периода времени.
[0081] В одном из вариантов осуществления контакт с агентом набухания, может инициировать расширение уплотнительного элемента (например, уплотнительного элемента 220) в уплотнительный контакт с подземным пластом (например, со стенками ствола скважины 114). В таком варианте осуществления расширение уплотнительного элемента (например, уплотнительного элемента 220) может быть эффективным для изолирования двух или более участков затрубного пространства, проходящего, в основном, между трубной колонной (например, обсадной колонной 120) и стенками ствола скважины (например, ствола скважины 114). В одном из вариантов осуществления расширение уплотнительного элемента (например, уплотнительный элемент 220) может происходить с контролируемой скоростью (например, контролируемой скоростью набухания), что раскрыто в настоящем документе. На практике, агент набухания может демонстрировать боковую диффузию агента набухания под рубашку (т.е. под участки наружной поверхности плотно покрытые рубашкой), наряду с радиальной диффузией (например, диффузией агента набухания, в сердечник 210). В одном из вариантов осуществления расширение уплотнительного элемента 220 (например, там, где уплотнительный элемент продолжает расширяться) может происходить дольше заданной продолжительности, например, приблизительно 4 дня, альтернативно - приблизительно 6 дней, альтернативно - приблизительно 8 дней, альтернативно - приблизительно 10 дней, альтернативно - приблизительно 12 дней, альтернативно - приблизительно 14 дней, альтернативно - приблизительно 16 дней, альтернативно - приблизительно 18 дней, альтернативно - приблизительно 20 дней, альтернативно - приблизительно 22 дня или, альтернативно - приблизительно 24 дня.
[0082] В некоторых вариантах осуществления скорость набухания уплотнительного элемента может иметь линейную форму на всем процессе набухания. В таких вариантах осуществления верхний покрывающий слой может содержать гибкий покрывающий материал. Например, гибкий покрывающий материал может растягиваться и находиться в уплотнительном контакте с уплотнительным элементом, тем самым, вызывая равномерное набухание уплотнительного элемента, т.е. приблизительно с линейной скоростью набухания.
[0083] В других вариантах осуществления скорость набухания уплотнительного элемента может иметь в целом нелинейную форму на всем процессе набухания, т.е., нелинейную скорость набухания. В одном из вариантов осуществления верхний покрывающий слой может содержать частично гибкий покрывающий материал. Например, скорость набухания уплотнительного элемента может иметь изначально линейный участок, соответствующий первой скорости набухания, характеризующийся исходным периодом набухания, когда частично гибкий покрывающий материал может растягиваться и находиться в уплотнительном контакте с уплотнительным элементом. Линейная скорость набухания затем может сменяться быстрым увеличением скорости набухания (например, линейное увеличение скорости набухания с более крутым наклоном, чем на исходном участке; экспоненциальное увеличение скорости набухания и т.д.), соответствующим второй скорости набухания, вследствие невозможности дальнейшего растяжения частично гибкого покрывающего материала, происходит отделение (например, отставание, сход) частично гибкого покрывающего материала от уплотнительного элемента, частично или полностью. В результате воздействию агента набухания может подвергаться больший участок наружной поверхности уплотнительного элемента. В таких вариантах осуществления вторая скорость набухания может быть больше первой скорости набухания. В одном из вариантов осуществления первая скорость набухания может не меняться в течение заранее установленного времени, например, приблизительно 2 дня, альтернативно - приблизительно 4 дня, альтернативно - приблизительно 6 дней, альтернативно - приблизительно 8 дней, альтернативно - приблизительно 10 дней, альтернативно - приблизительно 12 дней, альтернативно - приблизительно 14 дней, альтернативно - приблизительно 16 дней, альтернативно - приблизительно 18 дней, альтернативно - приблизительно 20 дней или, альтернативно - приблизительно 22 дня. В одном из вариантов осуществления уплотнительный элемент может набухать со второй скоростью в течение заранее установленного периода времени, например, приблизительно 2 дня, альтернативно - приблизительно 4 дня, альтернативно - приблизительно 6 дней, альтернативно - приблизительно 8 дней, альтернативно - приблизительно 10 дней, альтернативно - приблизительно 12 дней, альтернативно - приблизительно 14 дней, альтернативно - приблизительно 16 дней, альтернативно - приблизительно 18 дней, альтернативно - приблизительно 20 дней или, альтернативно - приблизительно 22 дня.
[0084] В одном из вариантов осуществления следом за, по меньшей мере, частичным расширением одного или боле НПКСН, например, таким, что два или более участка ствола скважины (например, ствола скважины 114) и/или две и/или несколько зон (например, зоны 2, 4, 6 и/или 8) подземного пласта (например, подземного пласта 102) являются, по существу, изолированными, можно осуществлять операции по обслуживанию ствола скважины в отношении одной или нескольких таких пластовых зон. В таком варианте осуществления операции по обслуживанию ствола скважины могут включать в себя любые подходящие обслуживающие операции, что будет понятно специалисту при изучении настоящего документа. Примеры таких обслуживающих операций включают в себя, не ограничиваясь этим, разрыв, операцию по пробивке отверстий, кислотную обработку или их комбинацию.
[0085] В одном из вариантов осуществления следом за, по меньшей мере, частичным расширением одного или более НПКСН, например, таким, что два или более участка ствола скважины (например, ствола скважины 114) и/или две и/или более зоны (например, зоны 2, 4, 6 и/или 8) подземного пласта (например, подземного пласта 102) являются, по существу, изолированными, и, опционально, следом за обслуживанием ствола скважины, можно осуществлять добычу подземной текучей среды (например, нефти, газа или обеих текучих сред) из подземного пласта (например, подземного пласта 102) или одной или более зон (например, зон 2, 4, 6 и/или 8).
[0086] В одном из вариантов осуществления система обслуживания ствола скважины и/или устройство, содержащее набухающий пакер с контролируемой скоростью набухания, такой как НПКСН 200, способ обслуживания ствола скважины, использующий такую систему обслуживания ствола скважины и/или устройство, содержащее набухающий пакер с контролируемой скоростью набухания (НПКСН), такой как НПКСН 200, или их комбинацию, могут быть преимущественно использованы при осуществлении операций обслуживания ствола скважины. Например, набухающий пакер с контролируемой скоростью набухания (НПКСН), такой как НПКСН 200, может обеспечивать выборочный и контролируемый профиль набухания такого пакера. Способность контролировать скорость набухания и, следовательно, профиль набухания, может улучшить точность размещения и активации набухающего пакера с контролируемой скоростью набухания (НПКСН), такого как НПКСН 200, чтобы изолировать два или более участка ствола скважины и/или две или более зоны подземного пласта.
[0087] Использование рубашки, содержащей материал, по существу, непроницаемый для текучей среды, способной инициировать набухание уплотнительного элемента, позволяет обеспечивать различные типы набухания НПКСН. Например, когда скорость набухания контролируют путем изменения подвергающейся воздействию текучей среды площади поверхности уплотнительного элемента, величину этой поверхности можно регулировать во время производства НПКСН. Это представляет преимущество относительно набухающих пакеров, использующих для регулирования скорости набухания составы уплотнительного элемента или толщину полупроницаемого слоя, в которых состав и толщина полупроницаемого слоя можно изменять во время изготовления. Кроме того, использование различных типов рубашки может обеспечить различные характеристики набухания (например, линейные скорости набухания, нелинейные скорости набухания и различные их комбинации).
[0088] В одном из вариантов осуществления скорость набухания НПКСН может преимущественно контролироваться (например, регулироваться) путем изменения типа и/или состава набухающего материала; типа и/или состава рубашки; количества слоев в рубашке; рисунка маски; соотношения между частью наружной поверхности уплотнительного элемента, подвергающейся воздействию агента набухания, и частью наружной поверхности уплотнительного элемента, покрытой рубашкой; типа и/или состава агента набухания; или их комбинаций. Как будет понятно специалисту в данной области техники и на основании настоящего изобретения, чем больше соотношение между частью наружной поверхности уплотнительного элемента, подвергающейся воздействию агента набухания, и частью наружной поверхности уплотнительного элемента, покрытой рубашкой, тем выше скорость набухания (например, уплотнительный элемент будет быстрее набухать или набухать с большей скоростью). Аналогично, как будет понятно специалисту в данной области техники и на основании настоящего изобретения, чем меньше соотношение между частью наружной поверхности уплотнительного элемента, подвергающейся воздействию агента набухания, и частью наружной поверхности уплотнительного элемента, покрытой рубашкой, тем ниже значение скорости набухания (например, уплотнительный элемент будет медленнее набухать или набухать с меньшей скоростью). Дополнительные преимущества набухающего пакера с контролируемой скоростью набухания, такого как НПКСН 200, и способов его использования будут очевидны специалисту в данной области техники при изучении настоящего изобретения.
Примеры
[0089] Варианты осуществления, в целом, были раскрыты ранее, нижеследующие примеры приведены, как конкретные варианты осуществления настоящего изобретения для демонстрации их практической ценности и преимуществ. Следует понимать, что примеры приведены с иллюстративной целью и не несут какого-либо ограничительного смысла в настоящее раскрытие или формулу изобретения.
Пример 1
[0090] Были исследованы свойства набухания набухающих материалов, покрытых различными типами покрытий (например, рубашек). В частности, были исследованы кривые набухания для набухающих образцов как для покрытых, так и для непокрытых образцов. Использованный набухающий материал представлял собой нефтенабухающий каучук. Исследованные образцы были либо не покрыты, либо покрыты материалом ACCOLAN, АССОАТ или ACCOFLEX. Геометрия исследованных образцов была представлена полыми цилиндрами, в которых наружный диаметр (НД) составлял 4,2 дюйма, внутренний диаметр 2,875 дюймов, а высота составляла 0,1 м. Образцы были покрыты различными масками, например, с мелкой ячейкой, с крупной ячейкой и т.п. В качестве агента набухания, использовали буровой раствор EDC 95-11.
[0091] Если не указано иное, то использовали следующую процедуру исследования полых цилиндрических материалов, содержащих нефтенабухающий каучук. Испытания проводили при 110°C. Образцы полых цилиндров размещали на дне автоклавной испытательной камеры, камеру заполняли агентом набухания (например, буровым раствором EDC 95-11), так что образцы были полностью покрыты, а затем автоклавную испытательную камеру нагревали до желаемой температуры (например, 110°C). Образцы располагали вертикально в автоклавной испытательной камере, так что цилиндр находился в «стоячем» положении.
Автоклавная испытательная камера была оборудована одним или несколькими датчиками для измерения и/или записи расширения полого цилиндрического образца.
[0092] Образцы погружали в буровой раствор EDC 95-11 на время до 45 дней и записывали измеряемый в дюймах наружный диаметр (НД), данные отображены на фиг. 5. В целом, как можно видеть на фиг. 5, образцы без покрытия обнаруживают расширение за наиболее короткий период времени, в то время как покрытые образцы, в основном, расширяются дольше.
Пример 2
[0093] Были исследованы свойства набухания набухающих пакеров с контролируемой скоростью набухания. В частности, набухающие пакеры с контролируемой скоростью набухания визуально наблюдали во время набухания. Исследование проводили, как описано в Примере 1. На фиг. 6А и 6В показан один и тот же образец (например, набухающий материал, покрытый рубашкой с мелкой ячейкой) на двух разных этапах: до набухания и полностью набухший, соответственно. На фигурах 6С и 6D показан один и тот же образец (например, набухающий материал, покрытый рубашкой с крупной ячейкой) на двух разных этапах: до набухания и полностью набухший, соответственно. В качестве набухающего материала был использован нефтенабухающий каучук, рубашка представляла собой покрытие ACCOFLEX, в качестве агента набухания, использовали буровой раствор EDC 95-11, рисунок маски был представлен ячейками, его можно видеть на фиг. 6А, 6В, 6С и 6D.
Пример 3
[0094] Были исследованы свойства набухания набухающих материалов. В частности, эффективность покрытия/рубашки визуально наблюдали во время набухания. Три одинаковых образца (образец №1, образец №2 и образец №3) исследовали следующим образом: образец №1 был полностью покрыт; образец №2 был покрыт сеткой, образец №3 не был покрыт.В качестве покрытия использовали ACCOFLEX. Все три образца были изготовлены из нефтенабухающего каучука в качестве набухающего материала. Образцы погружали в буровой раствор EDC 95-11, используемый в качестве агента набухания. Геометрия образцов до набухания была представлена цилиндром. На фиг. 7 изображены три образца при воздействии агента набухания. Как можно видеть, непокрытый набухающий материал (образец №3) обнаруживает наибольшее расширение, в то время как полностью покрытый набухающий материал (образец №1) обнаруживает наименьшее расширение, а частично покрытый набухающий материал (образец №2, покрытый сеткой) обнаруживает промежуточную степень расширения.
Пример 4
[0095] Были исследованы свойства набухания набухающих материалов, покрытых различными вариантами покрытий или рубашек. В частности, для разных типов покрытий исследовали кривые увеличения веса при набухании набухающих материалов. В качестве набухающего материала был использован нефтенабухающий каучук. Геометрия образцов была представлена цилиндром. Покрытия были следующими: образец №4 был непокрыт; образец №5 был полностью покрыт; образец №6 был покрыт и имел несколько отверстий с непокрытыми областями; образец №7 был покрыт и имел множество отверстий непокрытых областей; и образец №8 был покрыт рисунком в виде ячеек с непокрытыми областями. Образцы погружали в буровой раствор EDC 95-11 в качестве агента набухания, записывали значения до воздействия агента набухания, на 6 или 7 день воздействия, и затем на 13 или 14 день воздействия агента набухания. Прирост веса в % отображали в виде кривой зависимости от времени, данные показаны на фиг. 8. В целом, при использовании покрытия на набухающих материалах, покрывающего большую площадь поверхности, скорости расширения (например, в значениях прироста веса в %) были меньше.
Пример 5
[0096] Были исследованы свойства набухания набухающего материала, покрытого частично гибким покрытием. В частности, эффект частично гибкого покрытия визуально наблюдали во время набухания. Набухающий материал в форме полого цилиндра с НД 4,2 дюйма, внутренним диаметром 2,875 дюймов и высотой 0,1 м подвергали воздействию агента набухания. В качестве набухающего материала был использован нефтенабухающий каучук, покрытие представляло собой АССОАТ, а агент набухания представлял собой буровой раствор EDC 95-11.
Исследование проводили, как описано в Примере 1. На фиг. 9 показано изображение полностью набухшего покрытого набухающего материала, в котором частично гибкое покрытие разрушилось и сошло с поверхности набухшего материала.
Дополнительное раскрытие
[0097] Ниже приведены неограничивающие конкретные варианты осуществления в соответствии с настоящим изобретением:
[0098] В первом варианте осуществления набухающий пакер с контролируемой скоростью набухания содержит сердечник, уплотнительный элемент, расположенный вокруг, по меньшей мере, части сердечника, и рубашку, покрывающую, по меньшей мере, часть наружной поверхности уплотнительного элемента и выполненную с возможностью, по существу, предотвращать сообщение по текучей среде между текучей средой, находящейся снаружи рубашки, и частью наружной поверхности уплотнительного элемента, покрытого этой рубашкой.
[0099] Второй вариант осуществления содержит набухающий пакер с контролируемой скоростью набухания из первого варианта осуществления, причем сердечник содержит трубчатый элемент, в целом, определяющий непрерывный осевой проход.
[00100] Третий вариант осуществления содержит набухающий пакер с контролируемой скоростью набухания из первого или второго варианта осуществления, причем уплотнительный элемент содержит набухающий материал.
[00101] Четвертый вариант осуществления содержит набухающий пакер с контролируемой скоростью набухания из третьего варианта осуществления, причем набухающий материал содержит водонабухающий материал, нефтенабухающий материал, водонефтенабухающий материал или любую их комбинацию.
[00102] Пятый вариант осуществления содержит набухающий пакер с контролируемой скоростью набухания из третьего варианта осуществления, причем набухающий материал содержит водонабухающий материал, при этом водонабухающий материал содержит сополимер тетрафторэтилена и пропилена (TFE/P), привитой сополимер крахмала и полиакрилатной кислоты, привитой сополимер поливинилового спирта и циклического кислотного ангидрида, сополимер изобутилена и малеинового ангидрида, сополимер винилацетата и акрилата, полимер оксида полиэтилена, привитой поли(этилен оксид) поли(акриловой кислоты), полимер типа карбоксиметилцеллюлозы, привитой сополимер крахмала и полиакрилонитрила, полиметакрилат, полиакриламид, сополимер акриламида и акриловой кислоты, поли(2-гидроксиэтил метакрилат), поли(2-гидроксипропил метакрилат), нерастворимый акриловый полимер, глинистый минерал с высокой способность к набуханию, бентонит натрия, бентонит натрия с монтмориллонитом в качестве основного компонента, бентонит кальция, их производные или их комбинации.
[00103] Шестой вариант осуществления содержит набухающий пакер с контролируемой скоростью набухания из третьего варианта осуществления, причем набухающий материал содержит нефтенабухающий материал, при этом нефтенабухающий материал содержит нефтенабухающий каучук, натуральный каучук, полиуретановый каучук, акрилат-бутадиеновый каучук, бутилкаучук (IIR), бромированный бутилкаучук (BIIR), хлорированный бутилкаучук (CIIR), хлорированный полиэтиленкаучук (СМ/CPE), изопреновый каучук, хлоропреновый каучук, неопреновый каучук, бутадиеновый каучук, стирол-бутадиеновый сополимерный каучук (SBR), сульфированный полиэтилен (PES), хлор-сульфированный полиэтилен (CSM), этилен-акрилатный каучук (ЕАМ, АЕМ), сополимер эпихлоргидрина и оксида этилена (СО, ЕСО), этилен-пропиленовый сополимерный каучук (ЕРМ), этилен-пропилен-диеновый терполимер (EPDM), пероксидный сшитый этилен-пропиленовый сополимерный каучук, серный сшитый этилен-пропиленовый сополимерный каучук, этилен-пропилен-диеновый терполимерный каучук (ЕРТ), сополимер этилена и винилацетата, фторсиликоновый каучук (FVMQ), силиконовый каучук (VMQ), поли-2,2,1-бициклогептен (полинорборнен), полимер алкилстирола, сшитый замещенный сополимер винила и акрилата, их производные или их комбинации.
[00104] Седьмой вариант осуществления содержит набухающий пакер с контролируемой скоростью набухания из третьего варианта осуществления, причем набухающий материал содержит водонефтенабухающий материал, при этом водонефтенабухающий материал содержит нитриловый каучук (NBR), акрилонитрил-бутадиеновый каучук, гидрированный нитриловый каучук (HNBR), высоконасыщенный нитриловый каучук (HNS), гидрированный акрилонитрил-бутадиеновый каучук, полимер типа акриловой кислоты, полиакриловая кислота), полиакрилатный каучук, фторкаучук (FKM), перфторкаучук (FFKM), их производные или их комбинации
[00105] Восьмой вариант осуществления содержит набухающий пакер с контролируемой скоростью набухания из любого из третьего-седьмого вариантов осуществления, причем набухающий материал характеризуется размером частиц, составляющим от приблизительно 0,1 микрометра до приблизительно 2000 микрометров.
[00106] Девятый вариант осуществления содержит набухающий пакер с контролируемой скоростью набухания из любого из первого-восьмого вариантов осуществления, причем рубашка покрывает по меньшей мере приблизительно 75% наружной поверхности уплотнительного элемента.
[00107] Десятый вариант осуществления содержит набухающий пакер с контролируемой скоростью набухания из любого из первого-девятого вариантов осуществления, причем рубашка содержит грунтовочный покрывающий слой.
[00108] Одиннадцатый вариант осуществления содержит набухающий пакер с контролируемой скоростью набухания из десятого варианта осуществления, причем грунтовочный покрывающий слой характеризуется толщиной, составляющей меньше приблизительно 10 микрометров.
[00109] Двенадцатый вариант осуществления содержит набухающий пакер с контролируемой скоростью набухания из любого из первого-одиннадцатого вариантов осуществления, причем рубашка содержит по меньшей мере один верхний покрывающий слой.
[00110] Тринадцатый вариант осуществления содержит набухающий пакер с контролируемой скоростью набухания из двенадцатого варианта осуществления, причем верхний покрывающий слой содержит пластмассу, полимерные материалы, полиэтилен, полипропилен, фторэластомеры, фторполимеры, фторполимерные эластомеры, политетрафторэтилен, сополимер тетрафторэтилена и пропилена (TFE/P), полиамид-имид (PAI), полиимид, полифениленсульфид (PPS) или их комбинации.
[00111] Четырнадцатый вариант осуществления содержит набухающий пакер с контролируемой скоростью набухания из двенадцатого или тринадцатого варианта осуществления, причем верхний покрывающий слой содержит гибкий покрывающий материал или частично гибкий покрывающий материал.
[00112] Пятнадцатый вариант осуществления содержит набухающий пакер с контролируемой скоростью набухания из любого из двенадцатого-четырнадцатого вариантов осуществления, причем верхний покрывающий слой отличается толщиной, составляющей от приблизительно 10 микрометров до приблизительно 100 микрометров.
[00113] Шестнадцатый вариант осуществления содержит набухающий пакер с контролируемой скоростью набухания из любого из первого-пятнадцатого вариантов осуществления, дополнительно содержащий удерживающий покрывающий слой.
[00114] Семнадцатый вариант осуществления содержит набухающий пакер с контролируемой скоростью набухания из шестнадцатого варианта осуществления, причем удерживающий покрывающий слой характеризуется толщиной, составляющей от приблизительно 1 микрометра до приблизительно 100 микрометров.
[00115] В восемнадцатом варианте осуществления способ изготовления набухающего пакера с контролируемой скоростью набухания содержит нанесение маски, по меньшей мере, на часть наружной поверхности уплотнительного элемента; нанесение рубашки на уплотнительный элемент с нанесенной маской; удаление маски после нанесения рубашки; и обеспечение набухающего пакера с контролируемой скоростью набухания.
[00116] Девятнадцатый вариант осуществления содержит способ из восемнадцатого варианта осуществления, причем маска содержит проемы.
[00117] Двадцатый вариант осуществления содержит способ из восемнадцатого или девятнадцатого вариантов осуществления, причем нанесение рубашки на уплотнительный элемент содержит по меньшей мере одно из следующего: распыление жидкообразного или, по существу, жидкообразного материала на уплотнительный элемент, нанесение жидкообразного или, по существу, жидкообразного материала на уплотнительный элемент или погружение уплотнительного элемента в жидкообразный или, по существу, жидкообразный материал.
[00118] Двадцать первый вариант осуществления содержит способ из любого из восемнадцатого-двадцатого вариантов осуществления, дополнительно содержащий сушку рубашки до или после удаления маски.
[00119] Двадцать второй вариант осуществления содержит способ из любого из восемнадцатого-двадцать первого вариантов осуществления, дополнительно содержащий нанесение удерживающего покрывающего слоя на наружную поверхность уплотнительного элемента.
[00120] Двадцать третий вариант осуществления содержит способ из двадцать второго варианта осуществления, причем удерживающий покрывающий слой наносят на наружную поверхность набухающего пакера с контролируемой скоростью набухания после удаления маски.
[00121] В двадцать четвертом варианте осуществления способ использования набухающего пакера с контролируемой скоростью набухания содержит расположение трубчатой колонны, содержащей соединенный с ней набухающий пакер с контролируемой скоростью набухания, содержащий: уплотнительный элемент и рубашку, причем рубашка покрывает, по меньшей мере, часть наружной поверхности уплотнительного элемента, при этом рубашка, по существу, непроницаема для текучей среды, инициирующей набухание уплотнительного элемента при контакте этой текучей среды с уплотнительным элементом, внутри ствола скважины в подземном пласте; и активацию набухающего пакера с контролируемой скоростью набухания.
[00122] Двадцать пятый вариант осуществления содержит способ из двадцать четвертого варианта осуществления, причем набухающий пакер с контролируемой скоростью набухания дополнительно содержит сердечник, причем уплотнительный элемент расположен вокруг, по меньшей мере, части сердечника.
[00123] Двадцать шестой вариант осуществления содержит способ из двадцать четвертого или двадцать пятого вариантов осуществления, причем уплотнительный элемент содержит набухающий материал.
[00124] Двадцать седьмой вариант осуществления содержит способ из двадцать шестого варианта осуществления, дополнительно содержащий обеспечение набухания набухающего пакера с контролируемой скоростью набухания на величину, составляющую от приблизительно 105% до приблизительно 500% относительно объема набухающего материала уплотнительного элемента до активации набухающего пакера с контролируемой скоростью набухания.
[00125] Двадцать восьмой вариант осуществления содержит способ из двадцать шестого варианта осуществления, дополнительно содержащий обеспечение набухания набухающего пакера с контролируемой скоростью набухания, на величину, составляющую от приблизительно 125% до приблизительно 200% относительно объема набухающего материала уплотнительного элемента до активации набухающего пакера с контролируемой скоростью набухания.
[00126] Двадцать девятый вариант осуществления содержит способ из любого из двадцать четвертого-двадцать шестого вариантов осуществления, причем набухающий промежуток уплотнительного элемента увеличивается на величину, составляющую от приблизительно 105% до приблизительно 250% относительно набухающего промежутка уплотнительного элемента до активации набухающего пакера с контролируемой скоростью набухания.
[00127] Тридцатый вариант осуществления содержит способ из любого из двадцать четвертого-двадцать шестого вариантов осуществления, причем набухающий промежуток уплотнительного элемента увеличивается на величину, составляющую от приблизительно 110% до приблизительно 150% относительно набухающего промежутка уплотнительного элемента до активации набухающего пакера с контролируемой скоростью набухания.
[00128] Тридцать первый вариант осуществления содержит способ любого из двадцать четвертого-тридцатого вариантов осуществления, причем набухающий пакер с контролируемой скоростью набухания дополнительно содержит удерживающий покрывающий слой.
[00129] Тридцать второй вариант осуществления содержит способ из любого из двадцать четвертого-тридцать первого вариантов осуществления, дополнительно содержащий изолирование по меньшей мере двух смежных участков ствола скважины с использованием набухающего пакера с контролируемой скоростью набухания после активации последнего.
[00130] Тридцать третий вариант осуществления содержит способ из любого из двадцать четвертого-тридцать второго вариантов осуществления, причем активация набухающего пакера с контролируемой скоростью набухания содержит взаимодействие, по меньшей мере, части пакера с контролируемой скоростью набухания с агентом набухания.
[00131] Тридцать четвертый вариант осуществления содержит способ из тридцать третьего варианта осуществления, причем агент набухания, содержит текучую среду на водной основе, текучую среду на углеводородной основе или любую их комбинацию.
[00132] Тридцать пятый вариант осуществления содержит способ из любого из двадцать четвертого-тридцать четвертого вариантов осуществления, причем набухающий пакер с контролируемой скоростью набухания имеет линейную скорость набухания.
[00133] Тридцать шестой вариант осуществления содержит способ из любого из двадцать четвертого-тридцать четвертого вариантов осуществления, причем набухающий пакер с контролируемой скоростью набухания имеет нелинейную скорость набухания.
[00134] Тридцать седьмой вариант осуществления содержит способ из любого из двадцать четвертого-тридцать шестого вариантов осуществления, причем скорость набухания набухающего пакера с контролируемой скоростью набухания регулируют путем изменения типа и/или состава уплотнительного материала; типа и/или состава рубашки; количества слоев в рубашке; рисунка маски; соотношения между частью наружной поверхности уплотнительного элемента, подвергающейся воздействию агента набухания, и частью наружной поверхности уплотнительного элемента, покрытой рубашкой; типа и/или состава агента набухания; или их комбинаций.
[00135] Несмотря на показанные и раскрытые варианты осуществления настоящего изобретения, специалистами в данной области техники без отклонения от сущности настоящего изобретения могут быть выполнены различные модификации этих вариантов осуществления. Раскрытые здесь варианты осуществления приведены исключительно в качестве примера и не несут ограничительного смысла. Возможны многочисленные варианты и модификации раскрытого здесь изобретения, входящие в объем настоящего изобретения. Там, где ясно указаны численные диапазоны или интервалы, их следует понимать, как содержащие повторяющиеся диапазоны или интервалы любой величины, входящие в обозначенные диапазоны или интервалы (например от приблизительно 1 до приблизительно 10 содержит 2, 3, 4 и т.д., больше 0,10 содержит 0,11, 0,12, 0,13 и т.д.). Например, всякий раз, когда раскрывается численный диапазон с нижней границей Rн и верхней границей Rв, также раскрывается любое число, входящее в этот диапазон. В частности, также раскрываются следующие числа внутри диапазона: R=Rн+k*(Rв-Rн), где k - переменная в диапазоне от 1 до 100 процентов с шагом в 1 процент, например, к равно 1 процент, 2 процента, 3 процента, 4 процента, 5 процентов, …50 процентов, 51 процент, 52 процента, …, 95 процентов, 96 процентов, 97 процентов, 98 процентов, 99 процентов или 100 процентов. Более того, также раскрыт любой численный диапазон, определенный двумя числами R, как указано выше. Использование термина «опционально» в отношении любого элемента формулы изобретения означает, что рассматриваемый элемент необходим, или в альтернативном варианте не необходим. Оба варианта входят в объем формулы изобретения. Использование более широких терминов, таких как «содержит», «включает в себя», «имеет» и т.д. следует понимать, как обеспечивающие поддержку для более узких терминов, таких как «состоящий из», «состоящий, по существу, из», «содержащий, по существу,» и др.
[00136] Соответственно, объем правовой защиты не ограничивается приведенным выше описанием, а определяется только нижеследующей формулой изобретения, этот объем включает в себя все эквиваленты изобретательской идеи. Каждый пункт формулы изобретения включен в раскрытие как вариант осуществления настоящего изобретения. Таким образом, формула изобретения является дальнейшим раскрытием и дополнением к вариантам осуществления настоящего изобретения. Упоминание ссылочных материалов в разделах Раскрытие изобретения и Варианты осуществления не означает признание их предшествующим уровнем для настоящего изобретения, особенно, если ссылочные материалы имеют более позднюю дату публикации, чем дата приоритета настоящей заявки. Раскрытия всех процитированных патентов, патентных заявок и публикаций, таким образом, приведены здесь посредством ссылки, если они обеспечивают иллюстративные, процессуальные или другие подробности, дополнительные к здесь изложенным.
Claims (37)
1. Набухающий пакер с контролируемой скоростью набухания, содержащий:
сердечник;
уплотнительный элемент, расположенный вокруг, по меньшей мере, части сердечника и содержащий материал, поддающийся набуханию при контакте с агентом набухания;
рубашку, наложенную на наружную поверхность уплотнительного элемента с обеспечением участков наружной поверхности уплотнительного элемента, покрытых рубашкой, и участков наружной поверхности уплотнительного элемента, не покрытых рубашкой, причем указанная рубашка выполнена по существу непроницаемой для агента набухания;
и удерживающий покрывающий слой, нанесенный на рубашку и на указанные непокрытые участки наружной поверхности уплотнительного элемента, причем этот удерживающий покрывающий слой позволяет агенту набухания притекать через непокрытые участки наружной поверхности уплотнительного элемента и вступать в контакт с указанным поддающимся набуханию материалом.
2. Набухающий пакер с контролируемой скоростью набухания по п. 1, дополнительно содержащий один или более концевых упоров, расположенных вокруг сердечника смежно с уплотнительным элементом, причем эти один или более концевых упоров выполнены с возможностью удержания уплотнительного элемента вокруг части сердечника.
3. Набухающий пакер с контролируемой скоростью набухания по п. 1 или 2, в котором набухающий материал содержит водонабухающий материал, причем водонабухающий материал содержит сополимер тетрафторэтилена и пропилена (TFE/P), привитой сополимер крахмала и полиакрилатной кислоты, привитой сополимер поливинилового спирта и циклического кислотного ангидрида, сополимер изобутилена и малеинового ангидрида, сополимер винилацетата и акрилата, полимер оксида полиэтилена, привитой поли(этилен оксид) полиакриловой кислоты), полимер типа карбоксиметилцеллюлозы, привитой сополимер крахмала и полиакрилонитрила, полиметакрилат, полиакриламид, сополимер акриламида и акриловой кислоты, поли(2-гидроксиэтил метакрилат), поли(2-гидроксипропил метакрилат), нерастворимый акриловый полимер, глинистый минерал с высокой способностью к набуханию, бентонит натрия, бентонит натрия с монтмориллонитом в качестве основного компонента, бентонит кальция, их производные или их комбинации
4. Набухающий пакер с контролируемой скоростью набухания по п. 1 или 2, в котором набухающий материал содержит нефтенабухающий материал, причем нефтенабухающий материал содержит нефтенабухающий каучук, натуральный каучук, полиуретановый каучук, акрилат-бутадиеновый каучук, бутилкаучук (IIR), бромированный бутилкаучук (BIIR), хлорированный бутилкаучук (CIIR), хлорированный полиэтиленкаучук (СМ/CPE), изопреновый каучук, хлоропреновый каучук, неопреновый каучук, бутадиеновый каучук, стирол-бутадиеновый сополимерный каучук (SBR), сульфированный полиэтилен (PES), хлорсульфированный полиэтилен (CSM), этилен-акрилатный каучук (ЕАМ, АЕМ), сополимер эпихлоргидрина и оксида этилена (СО, ЕСО), этилен-пропиленовый сополимерный каучук (ЕРМ), этилен-пропилен-диеновый терполимер (EPDM), пероксидный сшитый этилен-пропиленовый сополимерный каучук, серный сшитый этилен-пропиленовый сополимерный каучук, этилен-пропилен-диеновый терполимерный каучук (ЕРТ), сополимер этилена и винилацетата, фторсиликоновый каучук (FVMQ), силиконовый каучук (VMQ), поли-2,2,1-бициклогептен (полинорборнен), полимер алкилстирола, сшитый замещенный сополимер винила и акрилата, их производные или их комбинации.
5. Набухающий пакер с контролируемой скоростью набухания по п. 1 или 2, в котором набухающий материал содержит водонефтенабухающий материал, при этом водонефтенабухающий материал содержит нитриловый каучук (NBR), акрилонитрил-бутадиеновый каучук, гидрированный нитриловый каучук (HNBR), высоконасыщенный нитриловый каучук (HNS), гидрированный акрилонитрил-бутадиеновый каучук, полимер типа акриловой кислоты, полиакриловая кислота, полиакрилатный каучук, фторкаучук (FKM), перфторкаучук (FFKM), их производные или их комбинации.
6. Набухающий пакер с контролируемой скоростью набухания по п. 1 или 2, в котором рубашка содержит грунтовочный покрывающий слой.
7. Набухающий пакер с контролируемой скоростью набухания по п. 6, в котором грунтовочный покрывающий слой характеризуется толщиной, которая меньше приблизительно 10 микрометров.
8 Набухающий пакер с контролируемой скоростью набухания по п. 1, в котором рубашка содержит по меньшей мере один верхний покрывающий слой.
9. Набухающий пакер с контролируемой скоростью набухания по п. 8, в котором верхний покрывающий слой содержит пластмассы, полимерные материалы, полиэтилен, полипропилен, фторэластомер, фторполимер, фторполимерный эластомер, политетрафторэтилен, сополимер тетрафторэтилена и пропилена (TFE/P), полиамид-имид (PAI), полиимид, полифениленсульфид (PPS) или их комбинации.
10. Набухающий пакер с контролируемой скоростью набухания по п. 8, в котором верхний покрывающий слой содержит гибкий покрывающий материал или частично гибкий покрывающий материал.
11. Набухающий пакер с контролируемой скоростью набухания по п. 8, в котором верхний покрывающий слой характеризуется толщиной, составляющей от приблизительно 10 микрометров до приблизительно 100 микрометров.
12. Набухающий пакер с контролируемой скоростью набухания по п. 1 или 2, в котором удерживающий покрывающий слой характеризуется толщиной, составляющей от приблизительно 1 микрометра до приблизительно 100 микрометров.
13. Способ изготовления набухающего пакера с контролируемой скоростью набухания, содержащий:
нанесение маски на, по меньшей мере, часть наружной поверхности уплотнительного элемента, причем уплотнительный элемент содержит набухающий материал, при этом маска содержит проемы;
нанесение рубашки на уплотнительный элемент с нанесенной маской, причем маска, по существу, позволяет нанести рубашку только на области проемов;
удаление маски после нанесения рубашки; и
обеспечение набухающего пакера с контролируемой скоростью набухания.
14. Способ по п. 13, дополнительно содержащий нанесение удерживающего покрывающего слоя на наружную поверхность уплотнительного элемента.
15. Способ по п. 14, в котором удерживающий покрывающий слой наносят на наружную поверхность набухающего пакера с контролируемой скоростью набухания после удаления маски.
16. Способ использования набухающего пакера с контролируемой скоростью набухания, содержащий следующие этапы:
размещение трубчатой колонны, содержащей соединенный с ней набухающий пакер с контролируемой скоростью набухания внутри ствола скважины в подземном пласте, причем набухающий пакер с контролируемой скоростью набухания содержит: сердечник, уплотнительный элемент расположенный вокруг, по меньшей мере, части сердечника и содержащий материал, поддающийся набуханию при контакте с агентом набухания, рубашку, наложенную на наружную поверхность уплотнительного элемента с обеспечением участков наружной поверхности уплотнительного элемента, покрытых рубашкой, и участков наружной поверхности уплотнительного элемента, не покрытых рубашкой, причем указанная рубашка выполнена по существу непроницаемой для агента набухания, и удерживающий покрывающий слой, нанесенный на рубашку и на указанные непокрытые участки наружной поверхности уплотнительного элемента, причем этот удерживающий покрывающий слой позволяет агенту набухания притекать через непокрытые участки наружной поверхности уплотнительного элемента и вступать в контакт с указанным поддающимся набуханию материалом;
введение агента набухания в ствол скважины;
активацию набухающего пакера с контролируемой скоростью набухания;
и осуществление операций по обслуживанию ствола скважины.
17. Способ по п. 16, дополнительно содержащий этап обеспечения набухания набухающего пакера с контролируемой скоростью набухания на величину от приблизительно 105% до приблизительно 500% относительно объема набухающего материала уплотнительного элемента до активации набухающего пакера с контролируемой скоростью набухания.
18. Способ по п. 16, дополнительно содержащий этап обеспечения набухания набухающего пакера с контролируемой скоростью набухания на величину от приблизительно 125% до 200% относительно объема набухающего материала уплотнительного элемента до активации набухающего пакера с контролируемой скоростью набухания.
19. Способ по п. 16, в котором увеличение набухающего промежутка уплотнительного элемента составляет от приблизительно 105% до приблизительно 250% относительно набухающего промежутка уплотнительного элемента до активации набухающего пакера с контролируемой скоростью набухания.
20. Способ по п. 16, в котором увеличение набухающего промежутка уплотнительного элемента составляет от приблизительно 110% до приблизительно 150% относительно набухающего промежутка уплотнительного элемента до активации набухающего пакера с контролируемой скоростью набухания.
21. Способ по п. 16, дополнительно содержащий этап изолирования по меньшей мере двух смежных участков ствола скважины с использованием набухающего пакера с контролируемой скоростью набухания после активации указанного набухающего пакера с контролируемой скоростью набухания.
22. Способ по п. 16, в котором этап активации набухающего пакера с контролируемой скоростью набухания содержит взаимодействие, по меньшей мере, части пакера с контролируемой скоростью набухания с агентом набухания и обеспечение набухания поддающегося набуханию материала уплотнительного элемента.
23. Способ по п. 16, в котором уплотнительный элемент имеет линейную скорость набухания.
24. Способ по п. 16, в котором уплотнительный элемент имеет нелинейную скорость набухания.
25. Способ по п. 16, дополнительно содержащий этап регулирования скорости набухания уплотнительного элемента путем изменения по меньшей мере одного из следующего: типа и/или состава набухающего материала, типа и/или состава рубашки, количества слоев в рубашке, рисунка маски, соотношения между участками наружной поверхности уплотнительного элемента, покрытыми рубашкой, и участками, не покрытыми рубашкой, типа и/или состава агента набухания или их комбинации.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US201261714653P | 2012-10-16 | 2012-10-16 | |
| US61/714,653 | 2012-10-16 | ||
| PCT/US2013/063273 WO2014062391A1 (en) | 2012-10-16 | 2013-10-03 | Controlled swell-rate swellable packer and method |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2015112674A RU2015112674A (ru) | 2016-12-10 |
| RU2623411C2 true RU2623411C2 (ru) | 2017-06-26 |
Family
ID=50474346
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015112674A RU2623411C2 (ru) | 2012-10-16 | 2013-10-03 | Набухающий пакер с контролируемой скоростью набухания, способ его изготовления и способ использования такого пакера |
Country Status (12)
| Country | Link |
|---|---|
| US (4) | US20140102726A1 (ru) |
| EP (1) | EP2909433B1 (ru) |
| CN (1) | CN104755698B (ru) |
| AU (1) | AU2013331694B2 (ru) |
| BR (1) | BR112015008405B1 (ru) |
| CA (2) | CA2888532C (ru) |
| DK (1) | DK2909433T3 (ru) |
| IN (1) | IN2015DN02454A (ru) |
| MX (1) | MX357806B (ru) |
| MY (1) | MY172691A (ru) |
| RU (1) | RU2623411C2 (ru) |
| WO (1) | WO2014062391A1 (ru) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2690929C1 (ru) * | 2018-10-09 | 2019-06-06 | Общество с ограниченной ответственностью "ИНЖИНИРИНГОВЫЙ ЦЕНТР "ПОЛИМЕРНЫЕ МАТЕРИАЛЫ И ТЕХНОЛОГИИ" (ООО "ИЦ "ПМИТ") | Водонефтенабухающая термопластичная эластомерная композиция |
| RU191414U1 (ru) * | 2019-03-06 | 2019-08-05 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Пакер набухающий |
| RU2751316C1 (ru) * | 2020-12-29 | 2021-07-13 | Общество с ограниченной ответственностью "НАБЕРЕЖНОЧЕЛНИНСКИЙ ТРУБНЫЙ ЗАВОД" | Резиновая смесь |
| RU2779309C1 (ru) * | 2022-01-31 | 2022-09-06 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная организация "Инновация" (ООО "НПО "Инновация") | Способ изготовления водонабухающего пакера |
Families Citing this family (41)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2015191085A1 (en) * | 2014-06-13 | 2015-12-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole tools comprising composite sealing elements |
| CN105987811B (zh) * | 2015-02-27 | 2019-07-09 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种用于测试自膨胀式封隔器的装置 |
| US20180156006A1 (en) * | 2015-05-05 | 2018-06-07 | Risun Oilflow Solutions Inc. | Swellable choke packer |
| MY185761A (en) * | 2016-02-02 | 2021-06-04 | Halliburton Energy Services Inc | Galvanic degradable downhole tools comprising doped aluminum alloys |
| BR112018015820B1 (pt) * | 2016-03-01 | 2022-07-26 | Halliburton Energy Services, Inc | Conjunto de packer intumescível, método para usar um conjunto de packer intumescível, e, sistema de packer intumescível de fundo de poço |
| US10060253B2 (en) | 2016-04-11 | 2018-08-28 | Baker Hughes Incorporated | Downhole systems and articles for determining a condition of a wellbore or downhole article, and related methods |
| US10364619B2 (en) * | 2016-05-20 | 2019-07-30 | Alaskan Energy Resources, Inc. | Integral electrically isolated centralizer and swell packer system |
| CN105863553B (zh) * | 2016-06-20 | 2018-12-18 | 天鼎联创密封技术（北京）有限公司 | 下端密封环包覆有两片铜皮的胶筒、封隔器和桥塞 |
| CN106050184B (zh) * | 2016-06-20 | 2018-11-16 | 天鼎联创密封技术（北京）有限公司 | 下端密封环包覆铜皮的胶筒、封隔器和桥塞 |
| CN105927183A (zh) * | 2016-07-06 | 2016-09-07 | 天鼎联创密封技术（北京）有限公司 | 下端密封环包覆上下两层铜皮的胶筒、封隔器和桥塞 |
| CN108286420A (zh) * | 2017-01-09 | 2018-07-17 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种堵漏管串和油气井堵漏方法 |
| PL243513B1 (pl) * | 2017-02-07 | 2023-09-04 | Halliburton Energy Services Inc | Urządzenie uszczelniające, system odwiertu oraz sposób wytwarzania urządzenia uszczelniającego |
| US10738560B2 (en) | 2017-04-25 | 2020-08-11 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Packers having controlled swelling and methods of manufacturing thereof |
| CN107420065B (zh) * | 2017-05-08 | 2023-08-11 | 西安石油大学 | 一种智能弹性胶筒及其制备方法 |
| US10822909B2 (en) * | 2017-08-17 | 2020-11-03 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Packers having controlled swelling |
| US10961427B2 (en) * | 2017-09-22 | 2021-03-30 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Completion tools with fluid diffusion control layer |
| RU2661935C1 (ru) * | 2017-09-26 | 2018-07-23 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский индустриальный университет" (ТИУ) | Способ проведения водоизоляционных работ в добывающей скважине, вскрывшей водонефтяную залежь |
| AU2017439376B2 (en) * | 2017-11-13 | 2023-06-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Swellable metal for non-elastomeric O-rings, seal stacks, and gaskets |
| CN111630247A (zh) | 2018-02-23 | 2020-09-04 | 哈利伯顿能源服务公司 | 用于膨胀封隔器的可膨胀金属 |
| CN108892793B (zh) * | 2018-05-04 | 2021-01-12 | 浙江杭化新材料科技有限公司 | 一种绿色可降解高阻隔高透明度纳米纤维素复合膜的制备方法 |
| CA3119178C (en) | 2019-02-22 | 2023-08-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | An expanding metal sealant for use with multilateral completion systems |
| WO2020204940A1 (en) | 2019-04-05 | 2020-10-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Delay coating for wellbore isolation device |
| US10961812B2 (en) | 2019-04-05 | 2021-03-30 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Disintegratable bismaleimide composites for downhole tool applications |
| NO20211090A1 (en) * | 2019-04-10 | 2021-09-09 | Halliburton Energy Services Inc | Protective barrier coating to improve bond integrity in downhole exposures |
| CA3137939A1 (en) | 2019-07-31 | 2021-02-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods to monitor a metallic sealant deployed in a wellbore, methods to monitor fluid displacement, and downhole metallic sealant measurement systems |
| US10961804B1 (en) | 2019-10-16 | 2021-03-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Washout prevention element for expandable metal sealing elements |
| US11519239B2 (en) | 2019-10-29 | 2022-12-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Running lines through expandable metal sealing elements |
| WO2021118521A1 (en) * | 2019-12-09 | 2021-06-17 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Plugging devices having filaments coated with swellable material |
| MX2022005873A (es) | 2019-12-17 | 2022-06-14 | Halliburton Energy Services Inc | Recubrimiento aislante de retardo metalico para empacadores inflables. |
| US11499399B2 (en) | 2019-12-18 | 2022-11-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Pressure reducing metal elements for liner hangers |
| US11761290B2 (en) | 2019-12-18 | 2023-09-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Reactive metal sealing elements for a liner hanger |
| KR102160087B1 (ko) * | 2020-05-28 | 2020-09-28 | (주)인텔리지오 | 현장 압축 롤러를 이용한 팩커 설치 방법 및 이에 사용되는 압축 롤러 |
| RU2744341C1 (ru) * | 2020-08-18 | 2021-03-05 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Волгоградский государственный технический университет" (ВолгГТУ) | Водонефтенабухающая эластомерная композиция |
| US11761293B2 (en) | 2020-12-14 | 2023-09-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Swellable packer assemblies, downhole packer systems, and methods to seal a wellbore |
| US11572749B2 (en) | 2020-12-16 | 2023-02-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Non-expanding liner hanger |
| US11578498B2 (en) | 2021-04-12 | 2023-02-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Expandable metal for anchoring posts |
| US11879304B2 (en) | 2021-05-17 | 2024-01-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Reactive metal for cement assurance |
| RU2767071C1 (ru) * | 2021-06-09 | 2022-03-16 | Общество с ограниченной ответственностью "НАБЕРЕЖНОЧЕЛНИНСКИЙ ТРУБНЫЙ ЗАВОД" | Резиновая смесь для изготовления водонабухающих изделий |
| RU2765950C1 (ru) * | 2021-06-09 | 2022-02-07 | Общество с ограниченной ответственностью "НАБЕРЕЖНОЧЕЛНИНСКИЙ ТРУБНЫЙ ЗАВОД" | Резиновая смесь для изготовления нефтенабухающих изделий |
| US20230069138A1 (en) * | 2021-08-31 | 2023-03-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Controlled actuation of a reactive metal |
| US11891874B2 (en) * | 2022-07-08 | 2024-02-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Self-assembling porous gravel pack in a wellbore |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EA005440B1 (ru) * | 2001-07-18 | 2005-02-24 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Скважинная система с кольцевым уплотнительным элементом |
| RU2309239C2 (ru) * | 2005-08-08 | 2007-10-27 | Валентин Павлович Рылов | Устьевой сальник |
| US20100139929A1 (en) * | 2008-12-02 | 2010-06-10 | Schlumberger Technology Corporation | Method and system for zonal isolation |
| US20110120733A1 (en) * | 2009-11-20 | 2011-05-26 | Schlumberger Technology Corporation | Functionally graded swellable packers |
| RU108095U1 (ru) * | 2011-05-26 | 2011-09-10 | Алексей Викторович Власов | Пакер |
| US20120227986A1 (en) * | 2011-03-08 | 2012-09-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Temperature dependent swelling of a swellable material |
Family Cites Families (17)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3385367A (en) | 1966-12-07 | 1968-05-28 | Kollsman Paul | Sealing device for perforated well casing |
| GB2197363B (en) * | 1986-11-14 | 1990-09-12 | Univ Waterloo | Packing seal for boreholes |
| GB9324436D0 (en) * | 1993-11-27 | 1994-01-12 | Ryford Ltd | Tape dispenser |
| NO312478B1 (no) | 2000-09-08 | 2002-05-13 | Freyer Rune | Fremgangsmåte for å tette ringrom ved oljeproduksjon |
| US7717180B2 (en) | 2006-06-29 | 2010-05-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Swellable elastomers and associated methods |
| US7562704B2 (en) * | 2006-07-14 | 2009-07-21 | Baker Hughes Incorporated | Delaying swelling in a downhole packer element |
| DE602007007726D1 (de) * | 2007-04-06 | 2010-08-26 | Schlumberger Services Petrol | Verfahren und Zusammensetzung zur Zonenisolierung eines Bohrlochs |
| US7938191B2 (en) * | 2007-05-11 | 2011-05-10 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for controlling elastomer swelling in downhole applications |
| US8540032B2 (en) * | 2007-06-21 | 2013-09-24 | Swelltec Limited | Apparatus and method with hydrocarbon swellable and water swellable body |
| US20090139710A1 (en) * | 2007-11-30 | 2009-06-04 | Schlumberger Technology Corporation | Swellable compositions and methods and devices for controlling them |
| US20090178800A1 (en) * | 2008-01-14 | 2009-07-16 | Korte James R | Multi-Layer Water Swelling Packer |
| US20090205841A1 (en) * | 2008-02-15 | 2009-08-20 | Jurgen Kluge | Downwell system with activatable swellable packer |
| US7681653B2 (en) * | 2008-08-04 | 2010-03-23 | Baker Hughes Incorporated | Swelling delay cover for a packer |
| US7934554B2 (en) | 2009-02-03 | 2011-05-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions comprising a dual oil/water-swellable particle |
| CN201460803U (zh) * | 2009-08-07 | 2010-05-12 | 中国石油天然气股份有限公司 | 遇油、遇水自膨胀封隔器 |
| US8100190B2 (en) | 2009-08-11 | 2012-01-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for swelling swellable elements in a portion of a well using a water-in-oil emulsion |
| US8042618B2 (en) | 2009-08-11 | 2011-10-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for swelling swellable elements in a portion of a well using an oil-in-water emulsion |
-
2013
- 2013-09-30 US US14/041,413 patent/US20140102726A1/en not_active Abandoned
- 2013-10-03 RU RU2015112674A patent/RU2623411C2/ru active
- 2013-10-03 CA CA2888532A patent/CA2888532C/en active Active
- 2013-10-03 BR BR112015008405-2A patent/BR112015008405B1/pt active IP Right Grant
- 2013-10-03 DK DK13847947.2T patent/DK2909433T3/da active
- 2013-10-03 MX MX2015004748A patent/MX357806B/es active IP Right Grant
- 2013-10-03 EP EP13847947.2A patent/EP2909433B1/en active Active
- 2013-10-03 AU AU2013331694A patent/AU2013331694B2/en active Active
- 2013-10-03 CA CA2988943A patent/CA2988943C/en active Active
- 2013-10-03 IN IN2454DEN2015 patent/IN2015DN02454A/en unknown
- 2013-10-03 WO PCT/US2013/063273 patent/WO2014062391A1/en active Application Filing
- 2013-10-03 MY MYPI2015000739A patent/MY172691A/en unknown
- 2013-10-03 CN CN201380053827.2A patent/CN104755698B/zh active Active
- 2013-11-20 US US14/085,447 patent/US9869152B2/en active Active
-
2017
- 2017-12-08 US US15/835,782 patent/US10012051B2/en active Active
-
2018
- 2018-06-05 US US16/000,461 patent/US10443340B2/en active Active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EA005440B1 (ru) * | 2001-07-18 | 2005-02-24 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Скважинная система с кольцевым уплотнительным элементом |
| RU2309239C2 (ru) * | 2005-08-08 | 2007-10-27 | Валентин Павлович Рылов | Устьевой сальник |
| US20100139929A1 (en) * | 2008-12-02 | 2010-06-10 | Schlumberger Technology Corporation | Method and system for zonal isolation |
| US20110120733A1 (en) * | 2009-11-20 | 2011-05-26 | Schlumberger Technology Corporation | Functionally graded swellable packers |
| US20120227986A1 (en) * | 2011-03-08 | 2012-09-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Temperature dependent swelling of a swellable material |
| RU108095U1 (ru) * | 2011-05-26 | 2011-09-10 | Алексей Викторович Власов | Пакер |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2690929C1 (ru) * | 2018-10-09 | 2019-06-06 | Общество с ограниченной ответственностью "ИНЖИНИРИНГОВЫЙ ЦЕНТР "ПОЛИМЕРНЫЕ МАТЕРИАЛЫ И ТЕХНОЛОГИИ" (ООО "ИЦ "ПМИТ") | Водонефтенабухающая термопластичная эластомерная композиция |
| RU191414U1 (ru) * | 2019-03-06 | 2019-08-05 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Пакер набухающий |
| RU2751316C1 (ru) * | 2020-12-29 | 2021-07-13 | Общество с ограниченной ответственностью "НАБЕРЕЖНОЧЕЛНИНСКИЙ ТРУБНЫЙ ЗАВОД" | Резиновая смесь |
| RU2779309C1 (ru) * | 2022-01-31 | 2022-09-06 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная организация "Инновация" (ООО "НПО "Инновация") | Способ изготовления водонабухающего пакера |
| RU2782913C1 (ru) * | 2022-04-01 | 2022-11-07 | Акционерное общество "Камско-Волжское акционерное общество резинотехники "КВАРТ" | Термостойкий водонабухающий пакер |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US10012051B2 (en) | 2018-07-03 |
| RU2015112674A (ru) | 2016-12-10 |
| CA2888532C (en) | 2018-01-30 |
| MX357806B (es) | 2018-07-25 |
| EP2909433A1 (en) | 2015-08-26 |
| IN2015DN02454A (ru) | 2015-09-04 |
| BR112015008405B1 (pt) | 2021-03-16 |
| EP2909433B1 (en) | 2020-03-11 |
| US10443340B2 (en) | 2019-10-15 |
| EP2909433A4 (en) | 2016-06-22 |
| MX2015004748A (es) | 2015-10-12 |
| AU2013331694B2 (en) | 2016-11-10 |
| US20140102728A1 (en) | 2014-04-17 |
| DK2909433T3 (en) | 2020-03-30 |
| US20140102726A1 (en) | 2014-04-17 |
| WO2014062391A1 (en) | 2014-04-24 |
| CA2888532A1 (en) | 2014-04-24 |
| CA2988943C (en) | 2019-06-04 |
| CA2988943A1 (en) | 2014-04-24 |
| MY172691A (en) | 2019-12-10 |
| AU2013331694A1 (en) | 2015-04-09 |
| CN104755698A (zh) | 2015-07-01 |
| BR112015008405A2 (pt) | 2017-07-04 |
| US20180291701A1 (en) | 2018-10-11 |
| US9869152B2 (en) | 2018-01-16 |
| CN104755698B (zh) | 2017-11-21 |
| US20180100371A1 (en) | 2018-04-12 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2623411C2 (ru) | Набухающий пакер с контролируемой скоростью набухания, способ его изготовления и способ использования такого пакера | |
| NL1042686B1 (en) | Packer sealing element with non-swelling layer | |
| RU2495225C2 (ru) | Способ и устройство для регулирования набухания эластомера для применения на забое скважины | |
| CA2743638C (en) | Use of swellable material in an annular seal element to prevent leakage in a subterranean well | |
| US20150060069A1 (en) | Swellable ball sealers | |
| US11448033B2 (en) | Delay coating for wellbore isolation device | |
| US20180245420A1 (en) | Packer element protection from incompatible fluids | |
| US20130284436A1 (en) | Method of providing an annular seal, and wellbore system | |
| US20230003096A1 (en) | Mixed element swell packer system and method | |
| WO2012084890A1 (en) | Method and system for providing an annular seal |