RU2781994C2 - Two-component solid seal for stationary applications of downhole tools - Google Patents

Two-component solid seal for stationary applications of downhole tools Download PDF

Info

Publication number
RU2781994C2
RU2781994C2 RU2021104169A RU2021104169A RU2781994C2 RU 2781994 C2 RU2781994 C2 RU 2781994C2 RU 2021104169 A RU2021104169 A RU 2021104169A RU 2021104169 A RU2021104169 A RU 2021104169A RU 2781994 C2 RU2781994 C2 RU 2781994C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
elastomeric
chamber
sealing
casing
seal
Prior art date
Application number
RU2021104169A
Other languages
Russian (ru)
Other versions
RU2021104169A (en
Inventor
Кристофер Майкл ПЕЛТО
Помпилио КОТО
Original Assignee
Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк.
Filing date
Publication date
Application filed by Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. filed Critical Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк.
Publication of RU2021104169A publication Critical patent/RU2021104169A/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2781994C2 publication Critical patent/RU2781994C2/en

Links

Images

Abstract

FIELD: oil industry.
SUBSTANCE: two-component solid seal for stationary applications of downhole tools is proposed. A group of inventions relates to a method for installation of a seal in an annular space of a wellbore, a sealing node for a downhole tool, a downhole tool for sealing an annular space in a wellbore. The method for installation of the seal includes application of an external force to the sealing node for elastic deformation of the sealing node and for bringing it into a compressed state. The sealing node includes an annular casing with elastomeric curing substance and an elastomeric compound in it, separated from each other until the application of the external force. The method also includes the use of an external compressing force applied to the sealing node for provision of a reaction of elastomeric curing substance with the elastomeric compound inside the annular casing of the sealing node. The method also includes retention of the sealing node in an elastically deformed form until curing of the elastomeric compound in the form of the compressed sealing node.
EFFECT: increase in the integrity of an elastomeric element during curing, as well as simplification of launch of a sealing node due to the application of a less installation force.
15 cl, 10 dwg

Description

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИFIELD OF TECHNOLOGY

Настоящее изобретение относится в целом к оборудованию, используемому в связи с операциями, осуществляемыми в подземных скважинах, и, в частности, к уплотнительным узлам кольцевого пространства. Более конкретно, настоящее изобретение относится к эластомерным уплотнительным элементам, развернутым на пакерах и другом скважинном оборудовании.The present invention relates generally to equipment used in connection with operations carried out in underground wells, and in particular to annulus sealing assemblies. More specifically, the present invention relates to elastomeric sealing elements deployed on packers and other downhole equipment.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИBACKGROUND OF THE INVENTION

При бурении и добыче из стволов скважин в нефтегазовой отрасли часто возникает необходимость в установке уплотнения в кольцевом пространстве между двумя концентрическими конструкциями, например между стенкой ствола скважины и обсадной колонной, или между обсадной колонной и насосно-компрессорной трубой, или между двумя концентрическими трубами, что таким образом препятствует потоку флюида вдоль кольцевого пространства.When drilling and producing from wellbores in the oil and gas industry, it is often necessary to install a seal in the annulus between two concentric structures, such as between a wellbore wall and a casing string, or between a casing string and a tubing string, or between two concentric pipes, which thus preventing fluid flow along the annulus.

Эластомерные уплотнительные элементы располагают в кольцевом пространстве, подлежащем герметизации, а затем их приводят в действие различными способами для радиального расширения с последующим контактом с соседней концентрической конструкцией. Одним распространенным способом приведения в действие уплотнительного элемента является приложение осевой нагрузки для сжатия уплотнительного элемента между двумя уплотнительными кольцами, заставляя боковые поверхности уплотнительного элемента выступать в радиальном направлении наружу. Как правило, осевая нагрузка прикладывается либо механически, либо гидравлически. Другим распространенным способом приведения в действие уплотнительного элемента, как это, в частности, раскрыто в документе US2014/0238694, опубл. 28.08.2014, МПК E21B33/127; E21B33/13, является закачка флюида под давлением в надувную камеру уплотнительного элемента, заставляющая элемент расширяться в радиальном направлении наружу.The elastomeric sealing elements are positioned in the annulus to be sealed and then actuated in various ways to expand radially followed by contact with an adjacent concentric structure. One common way to actuate a sealing element is to apply an axial load to compress the sealing element between two sealing rings, causing the side surfaces of the sealing element to protrude radially outward. Typically, the axial load is applied either mechanically or hydraulically. Another common way to actuate the sealing element, as is, in particular, disclosed in the document US2014/0238694, publ. 08/28/2014, IPC E21B33/127; E21B33/13 is the injection of fluid under pressure into the inflatable chamber of the sealing element, causing the element to expand radially outward.

Хотя описанные выше уплотнительные элементы можно использовать в любое время в ходе бурения или добычи из ствола скважины, эти уплотнительные элементы чаще всего включают в скважинные инструменты, такие как цементировочные пробки или пакеры, размещаемые внутри ствола скважины для изоляции добываемого флюида или управления потоком добываемого флюида, проходящим через скважину. В той мере, в которой такие уплотнительные элементы используют как часть компоновки для заканчивания в стволе скважины, уплотнительные элементы, как правило, являются постоянными, оставаясь на месте в течение всего периода эксплуатации, и могут быть удалены только путем их пробуривания или фрезерования.While the sealing elements described above may be used at any time during drilling or production from a wellbore, these sealing elements are most commonly included in downhole tools such as cement plugs or packers placed inside the wellbore to isolate the produced fluid or control the flow of the produced fluid, passing through the well. To the extent that such sealing elements are used as part of a wellbore completion, the sealing elements are typically permanent, remaining in place throughout the life of the operation, and can only be removed by drilling or milling them.

Неустановленный инструмент, уплотнительные элементы которого еще не расширены, можно спускать в ствол скважины на определенную глубину в составе колонны для спуска инструментов с помощью насосно-компрессорной трубы или талевого каната.An uninstalled tool, the sealing elements of which have not yet been expanded, can be run into the wellbore to a certain depth as part of a string for running tools using tubing or wireline.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ГРАФИЧЕСКИХ МАТЕРИАЛОВBRIEF DESCRIPTION OF GRAPHICS

Для более полного понимания настоящего изобретения и его преимуществ далее приведена ссылка на последующее краткое описание, рассматриваемое в связи с прилагаемыми графическими материалами и подробным описанием.For a more complete understanding of the present invention and its advantages, reference is made to the following brief description, taken in conjunction with the accompanying drawings and detailed description.

На фиг. 1 изображена система заканчивания морской скважины, содержащая узел изоляционного уплотнения, установленный с использованием инструмента для удаления выбуренной породы с обратной циркуляцией, согласно одному или более иллюстративным вариантам реализации.In FIG. 1 depicts an offshore well completion system comprising an isolation seal assembly installed using a reverse circulation cuttings removal tool, in accordance with one or more illustrative embodiments.

На фиг. 2А показан вид в поперечном разрезе уплотнительного узла в несжатом состоянии.In FIG. 2A shows a cross-sectional view of the seal assembly in an uncompressed state.

На фиг. 2В показан вид в перспективе одного варианта реализации второй камеры.In FIG. 2B is a perspective view of one embodiment of the second camera.

На фиг. 3 показан вид в поперечном разрезе уплотнительного узла, показанного на фиг. 2, в первом сжатом состоянии.In FIG. 3 is a cross-sectional view of the seal assembly shown in FIG. 2 in the first compressed state.

На фиг. 4 показан вид в поперечном разрезе уплотнительного узла, показанного на фиг. 2, во втором сжатом состоянии.In FIG. 4 is a cross-sectional view of the seal assembly shown in FIG. 2 in the second compressed state.

На фиг. 5 показан вид в поперечном разрезе уплотнительного узла, содержащего полые сферы.In FIG. 5 shows a cross-sectional view of a seal assembly containing hollow spheres.

На фиг. 6 показан вид в поперечном разрезе другого варианта реализации уплотнительного узла в несжатом состоянии.In FIG. 6 shows a cross-sectional view of another embodiment of the sealing assembly in an uncompressed state.

На фиг. 7 показан вид в поперечном разрезе уплотнительного узла, показанного на фиг. 6, в первом сжатом состоянии.In FIG. 7 is a cross-sectional view of the seal assembly shown in FIG. 6 in the first compressed state.

На фиг. 8 показан вид в поперечном разрезе уплотнительного узла, развернутого между концентрическими муфтами скважинного инструмента.In FIG. 8 is a cross-sectional view of a seal assembly deployed between concentric sleeves of a downhole tool.

На фиг. 9 показан вид в поперечном разрезе пакера, использующего узлы уплотнения согласно данному изобретению.In FIG. 9 is a cross-sectional view of a packer using seal assemblies according to the present invention.

На фиг. 10 показан способ развертывания узлов уплотнения согласно данному изобретению.In FIG. 10 shows a method for deploying seal assemblies according to the present invention.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ВАРИАНТОВ РЕАЛИЗАЦИИ ИЗОБРЕТЕНИЯDETAILED DESCRIPTION OF EMBODIMENTS

В данном раскрытии изобретения могут повторно приводиться номера и/или буквы позиций в различных примерах или на различных фигурах. Такое повторение предназначено для простоты и ясности изложения и само по себе не диктует отношения между различными вариантами реализации изобретения и/или конфигурациями, которые обсуждались. Кроме того, пространственно относительные термины, такие как под, ниже, нижний, выше, верхний, вверх по стволу скважины, в скважине, выше по потоку, ниже по потоку и т.п., могут использоваться в данном документе для простоты описания, чтобы описать отношение одного элемента или признака к другому(-им) элементу(-ам) или признаку(-ам), как показано, при этом направление вверх направлено к верхней части соответствующей фигуры, а направление вниз направлено к нижней части соответствующей фигуры, направление вверх - к поверхности ствола скважины, направление вниз - к призабойному участку ствола скважины. Если не указано иное, пространственно относительные термины предназначены для охвата различных ориентаций устройства при использовании или работе в дополнение к ориентации, изображенной на фигурах. Например, если устройство на фигурах перевернуто, элементы, описанные как находящиеся «ниже» или «под» другими элементами или признаками, будут тогда ориентированы «над» другими элементами или признаками. Таким образом, приведенный в качестве примера термин «ниже» может охватывать как ориентацию выше, так и ориентацию ниже. Устройство может быть ориентировано иным образом (повернуто на 90 градусов или в других ориентациях), и пространственно относительные описательные термины, используемые в данном документе, также могут интерпретироваться соответствующим образом.In this disclosure, reference numbers and/or letters may be repeated in different examples or in different figures. Such repetition is intended for simplicity and clarity of presentation and does not in itself dictate the relationship between the various embodiments and/or configurations that have been discussed. In addition, spatially relative terms such as below, below, below, above, above, uphole, in the well, upstream, downstream, and the like, may be used herein for ease of description in order to describe the relationship of one element or feature to the other element(s) or feature(s) as shown, with the up direction towards the top of the corresponding figure and the down direction towards the bottom of the corresponding figure, the up direction - to the surface of the wellbore, downward direction - to the bottom-hole section of the wellbore. Unless otherwise indicated, spatially relative terms are intended to cover various device orientations in use or operation, in addition to the orientation depicted in the figures. For example, if the device in the figures is reversed, elements described as being "below" or "under" other elements or features will then be oriented "above" the other elements or features. Thus, the exemplary term "below" can encompass both the above and below orientations. The device may be oriented in a different way (rotated 90 degrees or in other orientations), and the spatially relative descriptive terms used in this document can also be interpreted accordingly.

Кроме того, даже если фигура может изображать горизонтальный ствол скважины или вертикальный ствол скважины, если не указано иное, специалистам в данной области техники должно быть понятно, что устройство в соответствии с настоящим изобретением одинаково хорошо подходит для использования в стволах скважин, имеющих другие ориентации, включая наклонные стволы скважин, многоствольные стволы скважин или т.п. Аналогичным образом, если не указано иное, даже если фигура может изображать шельфовую операцию, специалистам в данной области техники должно быть понятно, что устройство в соответствии с данным изобретением одинаково хорошо подходит для использования в наземных операциях и наоборот.Furthermore, even though the figure may depict a horizontal wellbore or a vertical wellbore, unless otherwise indicated, those skilled in the art will appreciate that the apparatus of the present invention is equally well suited for use in wellbores having other orientations, including deviated wellbores, multilateral wellbores, or the like. Likewise, unless otherwise indicated, even though the figure may represent an offshore operation, those skilled in the art will appreciate that the apparatus of the present invention is equally well suited for use in land based operations and vice versa.

В данном документе раскрыты варианты реализации уплотнительного узла и способы использования, в которых уплотнительный узел образован из эластомерного кольцевого кожуха или корпуса, внутри которого определена первичная камера или полость. Внутри кожуха также обеспечена вторая камера или полость. Вторая полость может быть образована простым разделением первичной камеры разрушаемой стенкой или развертыванием разрушаемой емкости внутри первичной камеры. В любом случае эластомерное соединение размещено в одной камере, а эластомерное отверждающее вещество хранится в другой камере. При приложении внешней силы к эластомерному кожуху данный кожух упруго деформируется из первой формы во вторую форму, причем вторая форма устанавливает эластомерный кожух в уплотняющую конфигурацию между соседними поверхностями кольцевого пространства. В то же время внешнюю силу используют для разрушения стенки или емкости, тем самым обеспечивая смешивание эластомерной смеси с эластомерным отверждающим веществом. После смешивания компонентов сохраняется воздействие внешней силы, удерживая эластомерный кожух в деформированной форме до тех пор, пока эластомерное соединение не затвердеет и не сохранит форму после прекращения воздействия силы.Disclosed herein are embodiments of the seal assembly and uses in which the seal assembly is formed from an elastomeric annular casing or housing within which a primary chamber or cavity is defined. A second chamber or cavity is also provided within the housing. The second cavity may be formed by simply dividing the primary chamber with a breakable wall, or by deploying a breakable container within the primary chamber. In any case, the elastomeric compound is placed in one chamber and the elastomeric hardener is stored in another chamber. When an external force is applied to the elastomeric casing, the elastomeric casing deforms resiliently from the first shape to the second shape, the second shape placing the elastomeric casing in a sealing configuration between adjacent surfaces of the annulus. At the same time, an external force is used to break the wall or container, thereby allowing the elastomeric mixture to mix with the elastomeric hardener. Once the components are mixed, the external force is maintained, holding the elastomer casing in the deformed shape until the elastomer compound hardens and retains its shape when the force is removed.

В соответствии с фиг. 1, показан вертикальный вид в частичном поперечном разрезе системы 10 заканчивания ствола скважины, используемой для заканчивания скважин, предназначенных для добычи углеводородов из ствола 12 скважины, проходящего через различные земляные слои в нефтегазоносном пласте 14, расположенном ниже поверхности 16 геологической среды. Ствол 12 скважины может быть образован одним или более стволами, проходящими в пласт 14 и расположенными в любой ориентации, например горизонтальным стволом 12а скважины, проиллюстрированным на фиг. 1.In accordance with FIG. 1 is a partial cross-sectional elevational view of a wellbore completion system 10 used to complete wells intended to produce hydrocarbons from a wellbore 12 passing through various earth layers in an oil and gas bearing formation 14 located below the surface 16 of the subsurface. The wellbore 12 may be formed by one or more wellbores extending into the formation 14 and located in any orientation, such as the horizontal wellbore 12a illustrated in FIG. one.

Система 10 заканчивания содержит буровую установку или буровую вышку 20. Буровая установка 20 может содержать подъемное устройство 22, блок 24 перемещения и вертлюг 26 для подъема и спуска обсадной колонны, бурильной трубы, гибких насосно-компрессорных труб, эксплуатационной колонны, трубы или колонн насосно-компрессорных труб других типов или транспортировочных средств 30 других типов, таких как каротажный кабель, тросовый канат и т.п. На фиг. 1 транспортировочное средство 30 представляет собой по существу трубчатую, проходящую в осевом направлении рабочую колонну или эксплуатационную обсадную колонну, образованную совокупностью соединений труб, соединенных вместе встык, поддерживающих компоновку для заканчивания, как описано ниже.The completion system 10 includes a drilling rig or derrick 20. The drilling rig 20 may include a lifting device 22, a movement unit 24, and a swivel 26 for lifting and lowering casing, drill pipe, coiled tubing, production string, tubing, or tubing strings. compressor pipes of other types or conveyances of 30 other types, such as logging cable, wire rope, etc. In FIG. 1, conveyance 30 is a substantially tubular, axially extending workstring or production casing formed by a collection of tubular connections butted together supporting a completion assembly as described below.

Буровая установка 20 может быть расположена в непосредственной близости от устья 40 скважины или на некотором расстоянии от него, например, как в случае шельфовой конструкции, показанной на фиг. 1. Одно или более устройств 42 регулирования давления, таких как противовыбросовые превенторы (BOP; blowout preventer), и другое оборудование, связанное с бурением или добычей из ствола скважины, также могут быть обеспечены на устье 40 скважины или в другом месте системы 10.The drilling rig 20 may be located in close proximity to the wellhead 40 or at some distance from it, such as in the case of the offshore structure shown in FIG. 1. One or more pressure control devices 42, such as blowout preventers (BOPs) and other equipment associated with drilling or production from the wellbore, may also be provided at the wellhead 40 or elsewhere in the system 10.

Для шельфовых операций, как показано на фиг. 1, буровая установка 20 может быть установлена на нефтяной или газовой платформе 44, такой как шельфовая платформа, как проиллюстрировано, полупогружные буровые платформы, буровые суда и тому подобное (не показано). Хотя система 10, показанная на фиг. 1, проиллюстрирована как шельфовая система заканчивания, система 10, показанная на фиг. 1, может быть развернута на суше. В любом случае, для шельфовых систем один или более подводных трубопроводов или разделительных колонн 46 проходят от палубы 50 платформы 44 до подводного устья 40 скважины. Колонна 30 насосно-компрессорных труб проходит вниз от буровой установки 20 через подводный трубопровод 46 и BOP 42 в ствол 12 скважины.For offshore operations, as shown in FIG. 1, drilling rig 20 may be installed on an oil or gas platform 44, such as an offshore platform as illustrated, semi-submersible drilling platforms, drilling ships, and the like (not shown). Although the system 10 shown in FIG. 1 is illustrated as an offshore completion system, the system 10 shown in FIG. 1 can be deployed on land. In any case, for offshore systems, one or more subsea conduits or separation columns 46 extend from deck 50 of platform 44 to subsea wellhead 40. The tubing string 30 extends down from the drilling rig 20 through the subsea pipeline 46 and BOP 42 into the wellbore 12 .

Источник 52 рабочей или технической жидкости, такой как резервуар или емкость для хранения, может подавать через линии 64 для потока рабочую жидкость 54 (см. фиг. 5А и 5В), перекачиваемую к верхнему концу колонны 30 насосно-компрессорных труб, и протекать через колонну 30 насосно-компрессорных труб к оборудованию, расположенному в стволе 12 скважины, такому как подземное оборудование 56. Источник 52 рабочей жидкости может подавать любую жидкость, используемую в скважинных операциях, включая, помимо прочего, буровой раствор, цементный раствор, жидкость для гидроразрыва пласта, жидкость для кислотной обработки, жидкую воду, пар или жидкость другого типа.A source 52 of a working or process fluid, such as a reservoir or storage vessel, may supply through the flow lines 64 the working fluid 54 (see FIGS. 5A and 5B) pumped to the upper end of the tubing string 30 and flow through the string 30 tubing to equipment located in the wellbore 12, such as underground equipment 56. The hydraulic fluid source 52 can supply any fluid used in downhole operations, including, but not limited to, drilling fluid, cement slurry, fracturing fluid, acid treatment liquid, liquid water, steam or other type of liquid.

Систему 10 заканчивания можно, как правило, охарактеризовать как содержащую систему 58 труб. Для целей данного изобретения система 58 труб может содержать обсадные трубы, разделительные колонны, насосно-компрессорные трубы, бурильные колонны, колонны для заканчивания или эксплуатационные колонны, переводники, трубные головки или любые другие трубы, насосно-компрессорные трубы или оборудование, которое присоединяется или прикрепляется к вышеизложенному, например колонне 30, трубопроводу 46, утяжеленным бурильным трубам и соединения, а также стволу 12 скважины и боковым стволам, в которых могут быть развернуты трубы, обсадные трубы и колонны труб. В этом отношении система 58 труб может содержать одну или более обсадных колонн 60, которые могут быть зацементированы в стволе 12 скважины, такие как поверхностные, промежуточные и эксплуатационные обсадные трубы 60, показанные на фиг. 1. Кольцевое пространство 62 образовано между стенками соседних трубчатых компонентов, таких как концентрические обсадные колонны 60 или внешняя часть колонны 30 насосно-компрессорных труб и внутренняя стенка ствола 12 скважины или обсадной колонны 60, в зависимости от обстоятельств.The completion system 10 can generally be described as comprising a tubular system 58 . For the purposes of this invention, the tubular system 58 may include casings, separation strings, tubing, drill strings, completion or production strings, subs, tubing heads, or any other pipe, tubing, or equipment that is connected or attached. to the foregoing, for example string 30, pipeline 46, drill collars and connections, and wellbore 12 and sidetracks in which pipes, casings and pipe strings may be deployed. In this regard, the tubular system 58 may include one or more casing strings 60 that may be cemented into the wellbore 12, such as surface, intermediate, and production casings 60 shown in FIG. 1. An annulus 62 is formed between the walls of adjacent tubular components, such as concentric casing strings 60 or the outer portion of a tubing string 30 and the inner wall of the wellbore 12 or casing string 60, as the case may be.

Флюиды, буровой шлам и другая выбуренная порода, возвращающиеся на поверхность 16 из ствола 12 скважины, направляются по выкидной линии 64 в резервуары 54 для хранения и/или системы 66 обработки, такие как вибрационные сита, центробежные сепараторы и т.п.Fluids, cuttings, and other cuttings returning to the surface 16 from the wellbore 12 are directed through flow line 64 to storage tanks 54 and/or treatment systems 66 such as vibrating screens, centrifugal separators, and the like.

Как показано на фиг. 1, подземное оборудование 56 проиллюстрировано как оборудование для заканчивания, а колонна 30 насосно-компрессорных труб, гидравлически соединенная с оборудованием 56 для заканчивания, проиллюстрирована как эксплуатационная насосно-компрессорная колонна 30. Хотя оборудование 56 для заканчивания может быть расположено в стволе 12 скважины любой ориентации, в целях иллюстрации оборудование 56 для заканчивания показано расположенным по существу в горизонтальной части ствола 12 скважины и содержит компоновку 82 для нижнего заканчивания, содержащую различные инструменты, такие как центрирующий подузел 84, уплотнительный узел 86, компоновка 88 противопесочного фильтра, уплотнительный узел 90, компоновка 92 противопесочного фильтра, уплотнительный узел 94, компоновка 96 противопесочного фильтра и уплотнительный узел 98. В одном или более вариантах реализации уплотнительные узлы 86, 90, 94 и 98 представляют собой пакеры.As shown in FIG. 1, the subterranean facility 56 is illustrated as a completion, and the tubing string 30 hydraulically connected to the completion 56 is illustrated as a production tubing 30. Although the completion 56 may be located in the wellbore 12 of any orientation , for purposes of illustration, the completion 56 is shown located in a substantially horizontal portion of the wellbore 12 and includes a lower completion assembly 82 containing various tools such as a centering subassembly 84, a seal assembly 86, a sand screen assembly 88, a seal assembly 90, a 92 sand filter, seal assembly 94, sand filter assembly 96, and seal assembly 98. In one or more embodiments, seal assemblies 86, 90, 94, and 98 are packers.

В стволе 12 скважины на нижнем конце колонны 30 насосно-компрессорных труб расположена компоновка 104 для верхнего заканчивания, которая содержит различные инструменты, такие как уплотнительный узел 106, компенсатор 108, уплотнительный узел 110 и модуль 112 управления потоком флюида.Located in the wellbore 12 at the lower end of the tubing string 30 is an upper completion assembly 104 that contains various tools such as a seal assembly 106, a compensator 108, a seal assembly 110, and a fluid flow control module 112.

Хотя различные уплотнительные узлы 86, 90, 94, 98, 106 и 110, как правило, показаны как пакеры, развернутые в кольцевом пространстве 62 между колонной 30 насосно-компрессорных труб и обсадной колонной 60, в других вариантах реализации уплотнительные узлы, описанные в данном документе, могут быть развернуты в кольцевом пространстве между другими концентрическими конструкциями.Although the various seal assemblies 86, 90, 94, 98, 106, and 110 are typically shown as packers deployed in the annulus 62 between the tubing string 30 and the casing 60, in other embodiments, the seal assemblies described herein document can be deployed in an annulus between other concentric structures.

В соответствии с фиг. 2A, уплотнительный узел, показанный на фиг. 1, как правило, показан как уплотнительный узел 200. Уплотнительный узел 200, как правило, образован из эластомерного кожуха или корпуса 202, в котором образована первая камера или полость 204. В одном или более вариантах реализации кожух 202 имеет кольцевую форму, образованную вокруг первичной оси 203. В одном или более вариантах реализации кожух 202 имеет кольцевую форму и прямоугольное поперечное сечение, как показано на фиг. 2. В таких вариантах реализации кожух 202 может содержать внутреннюю радиальную стенку 206, разнесенную от наружной радиальной стенки 208, и дополнительно содержать разнесенные друг от друга торцевые стенки 209, 211 для определения камеры 204. В несжатом состоянии, как показано на фиг. 2, кожух 202 может иметь первую длину L1, измеренную между разнесенными друг от друга торцевыми стенками 209, 211, и первую ширину W1, измеренную между разнесенными друг от друга радиальными стенками 206, 208. Хотя кожух 202, как правило, изображен как имеющий прямоугольную форму в поперечном сечении, в других вариантах реализации кожух 202 может иметь другие формы поперечного сечения, включая, среди прочего, квадратную, круглую или овальную форму. Во избежание неоднозначного толкования, несжатое состояние, используемое в данном документе, как правило, относится к уплотнительному узлу 200 без воздействия внешней силы, прикладываемой к эластомерному кожуху 202. В одном или более вариантах реализации эластомерный наружный кожух 202 может быть выполнен из материала, полученного формованием с раздувом. В одном или более вариантах реализации наружный кожух 202 может представлять собой изготовленный кожух, образованный из сваренного ультразвуковой сваркой корпуса. В одном или более вариантах реализации кожух 202 может быть образован из мягкого податливого пластика. Эластомерный кожух также может быть образован из материала, выбранного из группы, состоящей из гидрированного нитрилбутадиенового каучука (HNBR; hydrogenated nitrile butadiene rubber), тетрафторэтиленпропилена (TFE/P; hydrogenated nitrile butadiene rubber), перфторэластомера (FFKM; perfluoroelastomer) и политетрафторэтилена (PTFE; polytetrafluoroethylene).In accordance with FIG. 2A, the seal assembly shown in FIG. 1 is typically shown as seal assembly 200. Seal assembly 200 is typically formed from an elastomeric housing or housing 202 in which a first chamber or cavity 204 is formed. axis 203. In one or more embodiments, shroud 202 has an annular shape and a rectangular cross section as shown in FIG. 2. In such embodiments, housing 202 may include inner radial wall 206 spaced apart from outer radial wall 208 and further include spaced apart end walls 209, 211 to define chamber 204. In the uncompressed state, as shown in FIG. 2, shroud 202 may have a first length L 1 measured between spaced apart end walls 209, 211 and a first width W 1 measured between spaced radial walls 206, 208. Although shroud 202 is generally depicted as having a rectangular cross-sectional shape, in other embodiments, the housing 202 may have other cross-sectional shapes, including, but not limited to, square, round, or oval. For the avoidance of ambiguity, the uncompressed state as used herein generally refers to the seal assembly 200 with no external force applied to the elastomeric casing 202. In one or more embodiments, the elastomeric outer casing 202 may be formed from a molded material. with blow. In one or more embodiments, the outer casing 202 may be a fabricated casing formed from an ultrasonic welded body. In one or more embodiments, housing 202 may be formed from soft, pliable plastic. The elastomeric casing may also be formed from a material selected from the group consisting of hydrogenated nitrile butadiene rubber (HNBR; hydrogenated nitrile butadiene rubber), tetrafluoroethylene propylene (TFE/P; hydrogenated nitrile butadiene rubber), perfluoroelastomer (FFKM; perfluoroelastomer), and polytetrafluoroethylene (PTFE; polytetrafluoroethylene).

Уплотнительный узел дополнительно содержит вторую камеру или полость 210 внутри кожуха 202. Вторая камера 210 может быть образована из части первой камеры 204 и отделена от нее стенкой 212. В некоторых вариантах реализации стенка 212 может образовывать отдельно определенную емкость 214. Без ограничения конкретной формой поперечного сечения, в одном или более вариантах реализации емкость 214 может иметь круглую форму поперечного сечения, образованную вокруг оси, которая объединена с осью 211, а в других вариантах реализации емкость 214 может иметь другие формы поперечного сечения. Аналогичным образом, хотя емкость 214, как правило, показана как одна кольцевая конструкция в форме полого тороида, в других вариантах реализации несколько емкостей 214 могут быть развернуты внутри кожуха 202. В некоторых вариантах реализации эти несколько емкостей могут приобретать форму полых сфер, развернутых внутри кожуха 202. В некоторых вариантах реализации стенка 212 может быть разрушаемой или разрывной под действием заданной силы. В этом отношении стенка 212 может быть образована из жесткого материала, который разрушается под действием такой силы, или может быть образована из гибкого материала, который разрывается под действием такой силы. В одном или более вариантах реализации стенка 212, образующая вторую камеру 210, такую как емкость 214, может быть образована из стекла или хрупкого пластика или металла. В одном или более вариантах реализации емкость 214 может представлять собой удлиненную тонкостенную трубку, образованную из стекла, металла или хрупкого пластика. В некоторых вариантах реализации емкость 214 может представлять собой удлиненную тонкостенную трубку, имеющую преимущественно кольцевую форму и развернутую внутри первой камеры 204 кольцевого пространства, хотя обе камеры 204, 210 не обязательно должны быть выровнены концентрически.The sealing assembly further comprises a second chamber or cavity 210 within the housing 202. The second chamber 210 may be formed from a portion of the first chamber 204 and separated from it by a wall 212. In some embodiments, the wall 212 may form a separately defined container 214. Without being limited to a specific cross-sectional shape , in one or more embodiments, container 214 may have a circular cross-sectional shape formed around an axis that is integrated with axis 211, and in other embodiments, container 214 may have other cross-sectional shapes. Similarly, although container 214 is typically shown as a single annular hollow toroid-shaped structure, in other embodiments, multiple containers 214 may be deployed within casing 202. In some embodiments, these multiple containers may take the form of hollow spheres deployed within casing. 202. In some embodiments, wall 212 may be breakable or rupture under a given force. In this regard, wall 212 may be formed from a rigid material that breaks under such a force, or may be formed from a flexible material that breaks under such a force. In one or more embodiments, wall 212 defining second chamber 210, such as container 214, may be formed from glass or a brittle plastic or metal. In one or more embodiments, container 214 may be an elongated thin wall tube formed from glass, metal, or brittle plastic. In some embodiments, container 214 may be an elongated thin wall tube, preferably annular, deployed within first annulus chamber 204, although both chambers 204, 210 need not be concentrically aligned.

Первая жидкость 218 содержится или иным образом размещена внутри первичной камеры или полости 204, а вторая жидкость 220 содержится или иным образом размещена во второй камере или полости 210. В одном или более вариантах реализации первая жидкость 218 представляет собой эластомерный состав, а вторая жидкость 220 представляет собой эластомерное отверждающее вещество, в то время как в других вариантах реализации первая жидкость 218 представляет собой эластомерное отверждающее вещество, а вторая жидкость 220 представляет собой эластомерный состав, такой как эпоксидные смолы. В других вариантах реализации первая жидкость 218 и вторая жидкость 220 представляют собой эпоксидные смолы, такие как первая эпоксидная смола и вторая эпоксидная смола, которые вступают в химическую реакцию при смешивании. В других вариантах реализации одна жидкость представляет собой эпоксидную смолу, а другая жидкость представляет собой сореагент. Независимо от того, какая из жидкостей 218, 220 находится в какой из камер 204, 210, жидкости сохраняются отдельно друг от друга во время развертывания уплотнительного узла 220. Эластомерные соединения могут содержать дициклопентадиен (DCPD; dicyclopentadiene), низкотемпературный полиуретан или низковязкие эпоксидные смолы. Эластомерное соединение может быть в форме жидкости, геля, порошка или размягченного твердого эластомерного соединения, которое легко становится вязким под действием давления. Эластомерные отверждающие вещества могут содержать эпоксидные сореагенты.First fluid 218 is contained in or otherwise housed within primary chamber or cavity 204, and second fluid 220 is contained in or otherwise housed in second chamber or cavity 210. In one or more embodiments, first fluid 218 is an elastomeric composition and second fluid 220 is is an elastomeric hardener, while in other embodiments the first liquid 218 is an elastomeric hardener and the second liquid 220 is an elastomeric composition such as epoxy resins. In other embodiments, the first liquid 218 and the second liquid 220 are epoxy resins, such as the first epoxy resin and the second epoxy resin, which react chemically when mixed. In other embodiments, one liquid is an epoxy resin and the other liquid is a co-reagent. Regardless of which of the fluids 218, 220 is in which of the chambers 204, 210, the fluids are kept separate from each other during the deployment of the seal assembly 220. The elastomeric compounds may contain dicyclopentadiene (DCPD; dicyclopentadiene), low temperature polyurethane, or low viscosity epoxy resins. The elastomeric compound may be in the form of a liquid, gel, powder, or softened solid elastomeric compound that easily becomes viscous under pressure. Elastomeric hardeners may contain epoxy co-reagents.

В одном или более вариантах реализации частицы 222 добавки, такие как пластификаторы или наполнители, могут быть суспендированы или иным образом смешаны с одной из жидкостей 218, 220 для достижения требуемой химической реакции, обработки или конечных свойств. Частицы 222 могут быть выбраны в зависимости от среды, в которой развернут уплотнительный узел 200, такой как, например, среды с высоким давлением и высокой температурой. В некоторых вариантах реализации частицы 222 могут представлять собой гранулы, волокно или порошок, или любую их комбинацию. В некоторых вариантах реализации частицы 222 могут быть образованы из стекла, углеродного волокна или графита, или любой их комбинации.In one or more embodiments, additive particles 222, such as plasticizers or fillers, may be suspended or otherwise mixed with one of the fluids 218, 220 to achieve the desired chemical reaction, processing, or end properties. The particles 222 may be selected depending on the environment in which the seal assembly 200 is deployed, such as, for example, high pressure, high temperature environments. In some embodiments, particles 222 may be granules, fiber, or powder, or any combination thereof. In some embodiments, particles 222 may be formed from glass, carbon fiber, or graphite, or any combination thereof.

И наконец, в то время как в большинстве вариантов реализации вторая камера 210 расположена внутри первой камеры 204, в других вариантах реализации вторая камера 210 может быть отделена от камеры 204, а вторую жидкость 220 вводят в первую камеру 204 для облегчения отверждения эластомерного соединения внутри кожуха 202.Finally, while in most embodiments the second chamber 210 is located within the first chamber 204, in other embodiments the second chamber 210 may be separated from the chamber 204 and the second fluid 220 is introduced into the first chamber 204 to facilitate curing of the elastomeric compound within the housing. 202.

На фиг. 2B показан один вариант реализации второй камеры 210. Стенка 212, образующая вторую камеру 210, такую как емкость 214, может иметь форму, позволяющую усилить разрыв, раздавливание или разрушение под действием внешней силы F1. Таким образом, в одном или более вариантах реализации, независимо от общей формы второй камеры 210, по меньшей мере часть стенки 212 может содержать выступы или выступающие части 213, так что приложение силы F1 к выступающей части быстрее приведет к разрыву второй камеры 210.In FIG. 2B shows one embodiment of second chamber 210. Wall 212 defining second chamber 210, such as container 214, may be shaped to enhance tearing, crushing, or breaking under the action of an external force F 1 . Thus, in one or more embodiments, regardless of the overall shape of the second chamber 210, at least a portion of the wall 212 may include protrusions or protrusions 213 such that applying a force F 1 to the protrusion will cause the second chamber 210 to rupture more quickly.

На фиг. 3 показан уплотнительный узел 200 с приложением исходных внешних сил F1, вызывающих упругую деформацию кожуха 202 до исходной сжатой формы, причем кожух 202 характеризуется второй длиной L2, измеренной между разнесенными друг от друга торцевыми стенками 201, и второй шириной W2, измеренной между разнесенными друг от друга радиальными стенками 206, 208. В одном варианте реализации этой исходной сжатой формы внешние силы F1 прикладываются к разнесенным друг от друга торцевым стенкам 201 таким образом, что L2 меньше L1, а W2 больше W1. В другом варианте этой исходной сжатой формы внешние силы F1 прикладываются к разнесенным друг от друга радиальным стенкам 206, 208 таким образом, что L2 больше L1, а W2 меньше W1. В любом случае внешняя сила F1 сжимает уплотнительный узел 200, приводя его в герметичное зацепление с уплотняющими поверхностями, преимущественно перпендикулярными направлению прикладываемой внешней силы. Например, внешняя сила F1, прикладываемая к торцевым стенкам 201, деформирует кожух 202 в радиальном направлении, как показано на фиг. 3, таким образом, что радиальные стенки 206, 208 входят в герметичное зацепление с преимущественно концентрическими конструкциями (не показаны) рядом с радиальными стенками 206, 208. Аналогичным образом, внешняя сила F1, прикладываемая к радиальным стенкам 206, 208, деформирует кожух 202 в продольном направлении таким образом, что торцевые стенки 201 входят в герметичное зацепление с конструкциями (не показаны), такими как заплечик или другая поверхность, рядом с каждой торцевой стенкой 201. В любом случае внешняя сила F1 прикладывается для изменения формы уплотнительного узла 200, так что уплотнительный узел 200 деформируется, переходя из своей исходной формы в герметичный контакт между двумя поверхностями.In FIG. 3 shows a seal assembly 200 with initial external forces F 1 causing the casing 202 to be elastically deformed to its original compressed shape, the casing 202 being characterized by a second length L 2 measured between spaced end walls 201 and a second width W 2 measured between spaced apart radial walls 206, 208. In one embodiment of this initial compressed shape, external forces F 1 are applied to the spaced end walls 201 such that L 2 is less than L 1 and W 2 is greater than W 1 . In another version of this original compressed form, external forces F 1 are applied to spaced apart radial walls 206, 208 such that L 2 is greater than L 1 and W 2 is less than W 1 . In either case, the external force F 1 compresses the sealing assembly 200 into hermetic engagement with sealing surfaces substantially perpendicular to the direction of the applied external force. For example, an external force F 1 applied to the end walls 201 deforms the casing 202 in the radial direction, as shown in FIG. 3 such that the radial walls 206, 208 sealably engage with predominantly concentric structures (not shown) adjacent the radial walls 206, 208. Similarly, an external force F 1 applied to the radial walls 206, 208 deforms the casing 202 in the longitudinal direction such that the end walls 201 are hermetically engaged with structures (not shown), such as a shoulder or other surface adjacent to each end wall 201. In either case, an external force F 1 is applied to change the shape of the sealing assembly 200, so that the sealing assembly 200 deforms from its original shape into sealing contact between the two surfaces.

Хотя вторая камера 210 была описана как предназначенная для раздавливания или разрыва с последующим высвобождением второй жидкости 220, содержащейся в ней, в одном или более вариантах реализации стенка 212 может быть образована из материала, который разлагается при заданной температуре с высвобождением второй жидкости 220. В таких вариантах реализации внешняя раздавливающая сила не обязательно должна прикладываться к уплотнительному узлу 200 для разрыва второй камеры 210, а должна прикладываться лишь для деформации кожуха 202 до требуемой формы для создания уплотнения. Конечно, специалистам в данной области техники будет понятно, что температура разложения для второй камеры 210 должна быть выбрана ниже любой температуры, при которой в противном случае разложились бы любые другие компоненты уплотнительного узла 200. Таким образом, температура разложения может представлять собой предполагаемую температуру пласта или пластового флюида в том месте, где должен быть расположен и установлен уплотнительный узел.Although the second chamber 210 has been described as being designed to be crushed or ruptured, followed by the release of the second liquid 220 contained therein, in one or more embodiments, the wall 212 may be formed from a material that decomposes at a given temperature to release the second liquid 220. In such embodiments, an external crushing force need not be applied to the seal assembly 200 to break the second chamber 210, but only to deform the casing 202 to the desired shape to create a seal. Of course, those skilled in the art will appreciate that the decomposition temperature for second chamber 210 should be chosen to be below any temperature at which any other components of seal assembly 200 would otherwise decompose. Thus, the decomposition temperature may be the expected formation temperature or formation fluid at the location where the seal assembly is to be located and installed.

На фиг. 4 внешнюю силу F1 также используют для обеспечения смешивания между собой первой жидкости 218 и второй жидкости 220. В частности, внешнюю силу F1 используют для раздавливания стенки 212 второй камеры 210 до такой степени, что стенка 212 второй камеры 210 разрывается, в результате чего вторая жидкость 220, расположенная во второй камере 210, высвобождаясь, попадает в первую камеру 204 и запускает реакцию между первой жидкостью 218 и второй жидкостью 220. Следует понимать, что форма и расположение второй камеры 210, а также материал, из которого изготовлена стенка 212 второй камеры, будут определять величину силы F1 и сжатия кожуха 202, необходимую для разрыва второй камеры 210. Например, если вторая камера 210 образована из жесткого материала и преимущественно проходит между несжатыми торцевыми стенками 201, то для разрыва стенки 212 может потребоваться меньшая сила F1, чем если бы вторая камера 210 имела круглую форму поперечного сечения и стенку 212, образованную из эластичного материала.In FIG. 4, an external force F 1 is also used to cause the first liquid 218 and the second liquid 220 to mix with each other. the second liquid 220 located in the second chamber 210, being released, enters the first chamber 204 and starts the reaction between the first liquid 218 and the second liquid 220. It should be understood that the shape and location of the second chamber 210, as well as the material from which the wall 212 of the second chambers, will determine the amount of force F 1 and compression of the casing 202 required to break the second chamber 210. For example, if the second chamber 210 is formed from a rigid material and predominantly passes between the uncompressed end walls 201, then a smaller force F 1 may be required to break the wall 212 than if the second chamber 210 had a circular cross-sectional shape and a wall 212 formed from an elastic material material.

На фиг. 5 вторая камера 210 проиллюстрирована как одна или более полых форм 230. В одном или более вариантах реализации полые формы 230 могут представлять собой сферы. В любом случае, как описано выше, под действием внешней силы F1 полые формы 230 разорвутся, высвободив вторую жидкость 220, содержащуюся в них.In FIG. 5, the second chamber 210 is illustrated as one or more hollow molds 230. In one or more embodiments, the hollow molds 230 may be spheres. In any case, as described above, under the action of the external force F 1 the hollow molds 230 will burst, releasing the second liquid 220 contained therein.

На фиг. 6 проиллюстрирован уплотнительный узел 300, который, как правило, образован из эластомерного кожуха или корпуса 302, в котором определена первичная камера или полость 304. В одном или более вариантах реализации кожух 302 имеет кольцевую форму. В одном или более вариантах реализации кожух 302 имеет кольцевую форму и прямоугольное поперечное сечение, как показано на фиг. 6. В таких вариантах реализации кожух 302 может содержать внутреннюю радиальную стенку 306, разнесенную от наружной радиальной стенки 308, и дополнительно содержать разнесенные друг от друга торцевые стенки 309, 311 для определения камеры 304. В то время как кожух 302, как правило, изображен как имеющий прямоугольную форму поперечного сечения, в других вариантах реализации кожух 302 может иметь другие формы поперечного сечения, включая, среди прочего, квадратную, круглую или овальную форму.In FIG. 6 illustrates a seal assembly 300 that is typically formed from an elastomeric housing or housing 302 in which a primary chamber or cavity 304 is defined. In one or more embodiments, housing 302 is annular in shape. In one or more embodiments, housing 302 has an annular shape and a rectangular cross section, as shown in FIG. 6. In such embodiments, housing 302 may include an inner radial wall 306 spaced apart from outer radial wall 308 and further include spaced apart end walls 309, 311 to define chamber 304. While housing 302 is generally shown as having a rectangular cross-sectional shape, in other embodiments, the housing 302 may have other cross-sectional shapes, including, but not limited to, square, round, or oval.

Уплотнительный узел дополнительно содержит вторую камеру или полость 310 внутри корпуса 302. Вторая камера 302 образована путем разделения части первой камеры 304 стенкой 312. В некоторых вариантах реализации стенка 312 может быть разрушаемой или разрывной под действием заданной силы. В этом отношении стенка 312 может быть образована из жесткого материала, который разрушается под действием такой силы, или может быть образована из гибкого материала, который разрывается под действием такой силы. В проиллюстрированном варианте реализации стенка 312 образована из жесткого материала и герметично входит в зацепление с одной из стенок 306, 308, 309, 311 на первом конце 314 и герметично входит в зацепление с противоположной стенкой 306, 308, 309, 311 на втором конце 316 стенки 312. Один или оба конца 314, 316 могут быть прикреплены к находящейся в зацеплении стенке.The seal assembly further comprises a second chamber or cavity 310 within the housing 302. The second chamber 302 is formed by separating a portion of the first chamber 304 with a wall 312. In some embodiments, the wall 312 may be breakable or rupture under a given force. In this regard, wall 312 may be formed from a rigid material that breaks under such a force, or may be formed from a flexible material that breaks under such a force. In the illustrated embodiment, the wall 312 is formed from a rigid material and is hermetically engaged with one of the walls 306, 308, 309, 311 at the first end 314 and is hermetically engaged with the opposite wall 306, 308, 309, 311 at the second end 316 of the wall. 312. One or both ends 314, 316 may be attached to the engaged wall.

Первая жидкость 218 нагнетается или иным образом размещается внутри первичной камеры или полости 304, а вторая жидкость 220 нагнетается или иным образом размещается во второй камере или полости 310.First fluid 218 is injected or otherwise placed within primary chamber or cavity 304, and second fluid 220 is injected or otherwise placed within second chamber or cavity 310.

На фиг. 7 показана внешняя сила F1, прилагаемая к кожуху 302, тем самым деформируя кожух 302 с его исходной формы. В этом варианте реализации первый конец 314 стенки 312 прикреплен к внутренней радиальной стенке 306. При приложении внешней силы F1 к боковым стенкам 309, 311 внешняя радиальная стенка 308 отклоняется в радиальном направлении наружу, в результате чего вторые концы 316 стенки 312 выходят из зацепления с внешней радиальной стенкой 308, что обеспечивает смешение жидкостей 218, 220 внутри их соответствующих камер 304, 310.In FIG. 7 shows an external force F 1 applied to the case 302, thereby deforming the case 302 from its original shape. In this embodiment, the first end 314 of wall 312 is attached to the inner radial wall 306. When an external force F 1 is applied to the side walls 309, 311, the outer radial wall 308 deviates radially outward, causing the second ends 316 of the wall 312 to disengage from outer radial wall 308, which allows the fluids 218, 220 to mix within their respective chambers 304, 310.

На фиг. 8 показан вид в поперечном разрезе скважинного инструмента 400, на котором установлен по меньшей мере один уплотнительный узел 402, такой как уплотнительные узлы уплотнения, описанные в данном документе. Проиллюстрированный вариант реализации изображает два уплотнительных узла 402а, 402b. В этом отношении уплотнительный узел 402 может приобретать любую одну или более характеристик, связанных с другими уплотнительными узлами, описанными в раскрытии данного изобретения. В любом случае скважинный инструмент 400, как правило, содержит первый трубчатый элемент 404, имеющий цилиндрическую поверхность 406, определенную вокруг оси 408 инструмента. Трубчатый элемент 404 может представлять собой оправку, например, содержащую проходящий через нее проточный канал 409. Вдоль цилиндрической поверхности 406 расположен первый заплечик 410, который может быть выполнен как одно целое с трубчатым элементом 404 или отдельной конструкцией, такой как кольцевой элемент или муфта.In FIG. 8 is a cross-sectional view of a downhole tool 400 that has at least one seal assembly 402, such as the seal assemblies described herein. The illustrated embodiment depicts two sealing assemblies 402a, 402b. In this regard, the seal assembly 402 may take on any one or more characteristics associated with other seal assemblies described in the disclosure of this invention. In any case, the downhole tool 400 typically includes a first tubular 404 having a cylindrical surface 406 defined about the tool axis 408. The tubular element 404 may be a mandrel, for example, containing a flow channel 409 passing through it. Along the cylindrical surface 406 is the first shoulder 410, which can be integral with the tubular element 404 or a separate structure, such as an annular element or a sleeve.

Уплотнительный узел 402 показан как содержащий эластомерный кожух 412, внутри которого определены первая камера 414 и вторая камера 416. Первая жидкость 418 размещена в первой камере 414, а вторая жидкость 420 размещена во второй камере 416. В одном варианте реализации первая жидкость 418 представляет собой эластомерное соединение, а вторая жидкость 420 представляет собой эластомерное отверждающее вещество, в то время как в других вариантах реализации первая жидкость 418 представляет собой эластомерное отверждающее вещество, а вторая жидкость 420 представляет собой эластомерное соединение.The seal assembly 402 is shown as comprising an elastomeric housing 412 within which a first chamber 414 and a second chamber 416 are defined. The first fluid 418 is housed in the first chamber 414 and the second fluid 420 is housed in the second chamber 416. compound and second fluid 420 is an elastomeric hardener, while in other embodiments first fluid 418 is an elastomeric hardener and second fluid 420 is an elastomeric compound.

Скважинный инструмент 400 может содержать совокупность последовательно развернутых уплотнительных узлов 402. В проиллюстрированном варианте реализации показаны первый уплотнительный узел 402а и второй уплотнительный узел 402b. Хотя уплотнительные узлы 402а, 402b могут примыкать друг к другу, в некоторых вариантах реализации они могут быть разнесены друг от друга прокладкой 422. Вокруг трубчатого элемента 404 проходит второй трубчатый элемент 424, тем самым образуя кольцевое пространство 426 между первым и вторым трубными элементами 404, 424. Как показано, уплотнительные узлы 402а и 402b расположены на первом трубчатом элементе 404 внутри кольцевого пространства 426. В проиллюстрированном варианте реализации прокладка 422 представляет собой скользящее кольцо, которое может быть развернуто вокруг поверхности 406 между уплотнительными узлами 402a, 402b.The downhole tool 400 may include a plurality of sequentially deployed seal assemblies 402. In the illustrated embodiment, a first seal assembly 402a and a second seal assembly 402b are shown. Although the sealing assemblies 402a, 402b may be adjacent to each other, in some embodiments they may be spaced apart by a gasket 422. A second tubular 424 extends around the tubular 404, thereby forming an annulus 426 between the first and second tubulars 404, 424. As shown, seal assemblies 402a and 402b are located on first tubular member 404 within annulus 426. In the illustrated embodiment, gasket 422 is a sliding ring that can be deployed around surface 406 between seal assemblies 402a, 402b.

Хотя для приложения внешнего давления к уплотнительным узлам 402а, 402b могут использовать любой тип механизма, в проиллюстрированном варианте реализации используют муфту 430, приводимую в действие давлением. Муфта 430 проходит в кольцевое пространство 426 рядом с уплотнительными узлами 402а, 402b и установлена с возможностью скольжения на первом трубчатом элементе 404. Муфта 430 содержит торцевую поверхность 432, которая, как правило, разнесена от уплотнительных узлов 402a, 402b, когда муфта 430 находится в первом положении, причем первое положение показано на фиг. 8.While any type of mechanism may be used to apply external pressure to the sealing assemblies 402a, 402b, the illustrated embodiment uses a pressure-actuated sleeve 430. Sleeve 430 extends into annulus 426 adjacent seal assemblies 402a, 402b and is slidably mounted on first tubular member 404. Sleeve 430 includes an end face 432 that is typically spaced apart from seal assemblies 402a, 402b when sleeve 430 is in the first position, the first position being shown in FIG. eight.

Подача гидравлической жидкости под давлением (не показана) на муфту 430 через канал 434 гидравлического давления перемещает муфту 430 из первого положения (показано на фиг. 8) во второе положение (не показано), причем торцевая поверхность 432 входит в зацепление с уплотнительным узлом 402b для приложения к нему внешней силы. Следует понимать, что внешняя сила передается через уплотнительный узел 402b на прокладочное кольцо 422, а затем на уплотнительный узел 402а, который упирается в первый заплечик 410. Таким образом, внешняя сила сжимает каждый из уплотнительных узлов 402a и 402b между муфтой 430 и заплечиком 410 и заставляет часть кожуха 412 каждого из уплотнительных узлов 402a и 402b расширяться в радиальном направлении наружу, входя в зацепление со вторым трубчатым элементом 424 и герметизируя кольцевое пространство 426 между ними. Кроме того, внешняя сила раздавливает или иным образом разрывает вторую камеру 416 в каждом из уплотнительных узлов 402, заставляя первую и вторую жидкости 418, 420 смешиваться, вступать в реакцию и затвердевать в форме кожухов 412 сжатых уплотнительных узлов 402a, 402b. В этом отношении воздействие внешней силы сохраняется до тех пор, пока эластомерное соединение не затвердеет, чтобы поддержать форму сжатого эластомерного кожуха 412. Таким образом, следует понимать, что внешняя сила может быть использована для: i) деформации эластомерного кожуха 412 в требуемую форму для герметизации; ii) высвобождения второй жидкости 420, чтобы инициировать смешивание с первой жидкостью 418; и iii) сохранения деформированной формы во время отверждения или затвердевания эластомерного соединения.Applying pressurized hydraulic fluid (not shown) to the clutch 430 through the hydraulic pressure port 434 moves the clutch 430 from a first position (shown in FIG. 8) to a second position (not shown) with end face 432 engaging seal assembly 402b to application of an external force to it. It should be understood that the external force is transmitted through the seal assembly 402b to the spacer ring 422 and then to the seal assembly 402a, which abuts against the first shoulder 410. Thus, the external force compresses each of the seal assemblies 402a and 402b between the sleeve 430 and the shoulder 410 and causes the housing portion 412 of each of the sealing assemblies 402a and 402b to expand radially outward to engage with the second tubular member 424 and seal the annulus 426 therebetween. In addition, an external force crushes or otherwise ruptures the second chamber 416 in each of the seal assemblies 402, causing the first and second fluids 418, 420 to mix, react, and solidify into the shells 412 of the compressed seal assemblies 402a, 402b. In this regard, the effect of an external force is maintained until the elastomer compound hardens to maintain the shape of the compressed elastomer housing 412. Thus, it should be understood that an external force can be used to: i) deform the elastomer housing 412 into the desired shape for sealing. ; ii) releasing the second liquid 420 to initiate mixing with the first liquid 418; and iii) maintaining the deformed shape during curing or hardening of the elastomeric compound.

В некоторых вариантах реализации первая внешняя сила может быть приложена для высвобождения второй жидкости 420, чтобы инициировать смешивание с первой жидкостью 418, а затем внешняя сила может быть уменьшена до второй внешней силы, используемой для удержания деформированного эластомерного кожуха 412 в требуемой форме во время отверждения. Например, муфта 430 может перемещаться из первого положения (показанного на фиг. 8) во второе положение, которое вызывает разрыв второй камеры 416, в третье положение, в котором муфта 430 остается в зацеплении (прямо или опосредованно) с кожухом 412 во время отверждения эластомерного соединения. Во втором положении муфта 430 смещается в сторону заплечика 410 до тех пор, пока не разорвется вторая камера 416, после чего муфта 430 смещается обратно от заплечика 410 в положение, в котором торцевая поверхность 432 по-прежнему находится в зацеплении с уплотнительным узлом 402 до тех пор, пока не завершится процесс отверждения/затвердевания. После завершения процесса отверждения/затвердевания муфта 430 может быть смещена, выйдя из зацепления с уплотнительным узлом 402, и уплотнительный узел 402 будет сохранять деформированную форму, находясь в герметичном зацеплении с первым и вторым трубчатыми элементами 404, 424.In some embodiments, a first external force may be applied to release the second fluid 420 to initiate mixing with the first fluid 418, and then the external force may be reduced to a second external force used to hold the deformed elastomeric casing 412 in the desired shape during curing. For example, sleeve 430 may move from a first position (shown in FIG. 8) to a second position that causes the second chamber 416 to rupture, to a third position in which sleeve 430 remains engaged (directly or indirectly) with housing 412 during curing of the elastomeric connections. In the second position, sleeve 430 is biased toward shoulder 410 until second chamber 416 ruptures, at which point sleeve 430 is biased back away from shoulder 410 to a position where end face 432 is still engaged with seal assembly 402 until until the curing/hardening process is complete. After the curing/hardening process is completed, the sleeve 430 can be displaced from the seal assembly 402 and the seal assembly 402 will retain its deformed shape while being in tight engagement with the first and second tubular members 404, 424.

Следует понимать, что хотя скважинный инструмент 400 был описан как содержащий гидравлически перемещаемую муфту 430 для приложения внешней силы, необходимой для установки и приведение в действие уплотнительного узла 402, для приложения внешней силы можно использовать механизм любого типа. Например, муфту 430 можно механически перемещать с помощью инструмента. Или муфту 430 можно заменить механизмом другого типа, который можно использовать для приложения внешней силы к уплотнительному узлу 402.It should be understood that although the downhole tool 400 has been described as including a hydraulically movable sleeve 430 to apply the external force necessary to set and actuate the seal assembly 402, any type of mechanism can be used to apply the external force. For example, the clutch 430 can be mechanically moved using a tool. Or the clutch 430 can be replaced by another type of mechanism that can be used to apply an external force to the seal assembly 402.

На фиг. 9 показан вид в поперечном разрезе части скважинного пакера 500. Пакер 500, как правило, содержит удлиненный трубчатый элемент или оправку 502, определенную вдоль оси 504 и содержащую внутренний проточный канал 506 и внешнюю цилиндрическую поверхность 508. Один или более уплотнительных узлов 510 размещены на трубчатом элементе 502 вокруг цилиндрической поверхности 508. Хотя данное изобретение не ограничено конкретным количеством уплотнительных узлов 510, в проиллюстрированном варианте реализации показаны три уплотнительных узла 510a, 510b, 510c.In FIG. 9 is a cross-sectional view of a portion of a downhole packer 500. The packer 500 typically includes an elongated tubular member or mandrel 502 defined along an axis 504 and containing an inner flow channel 506 and an outer cylindrical surface 508. One or more sealing assemblies 510 are placed on the tubular member 502 around cylindrical surface 508. Although the invention is not limited to a specific number of seal assemblies 510, three seal assemblies 510a, 510b, 510c are shown in the illustrated embodiment.

Каждый уплотнительный узел 510, как правило, содержит эластомерный кожух 512, внутри которого определены первая камера 514 и вторая камера 516. Первая жидкость 518 расположена в первой камере 514, а вторая жидкость 520 расположена во второй камере 516. В одном варианте реализации первая жидкость 518 представляет собой эластомерное соединение, а вторая жидкость 520 представляет собой эластомерное отверждающее вещество, в то время как в других вариантах реализации первая жидкость 518 представляет собой эластомерное отверждающее вещество, а вторая жидкость 520 представляет собой эластомерное соединение. Хотя уплотнительные узлы 510a, 510b, 510c могут примыкать друг к другу, в некоторых вариантах реализации они могут быть разнесены друг от друга прокладкой 522. В одном или более вариантах реализации прокладка 522 представляет собой скользящее кольцо, расположенное на поверхности 508 трубчатого элемента 502.Each seal assembly 510 typically includes an elastomeric housing 512 within which a first chamber 514 and a second chamber 516 are defined. The first fluid 518 is located in the first chamber 514 and the second fluid 520 is located in the second chamber 516. In one embodiment, the first fluid 518 is an elastomeric compound and second fluid 520 is an elastomeric curing agent, while in other embodiments, first fluid 518 is an elastomeric curing agent and second fluid 520 is an elastomeric compound. Although the sealing assemblies 510a, 510b, 510c may be adjacent to each other, in some embodiments they may be spaced apart by a gasket 522. In one or more embodiments, the gasket 522 is a sliding ring located on the surface 508 of the tubular member 502.

В проиллюстрированном варианте реализации каждый эластомерный кожух 512 каждого уплотнительного узла 510 является кольцевым и имеет удлиненную прямоугольную форму поперечного сечения с внутренней радиальной стенкой 515, разнесенной от внешней радиальной стенки 516, и дополнительно содержит разнесенные друг от друга торцевые стенки 518, 519 для определения камеры 514. В несжатом состоянии, как показано на фиг. 9, кожух 512 может иметь первую длину L1, измеренную между разнесенными друг от друга торцевыми стенками 518, 519, и первую ширину W1, измеренную между разнесенными друг от друга радиальными стенками 515, 516. В то время как кожух 512, как правило, изображен как имеющий прямоугольную форму поперечного сечения, в других вариантах реализации кожух 512 может иметь другие формы поперечного сечения, включая, среди прочего, квадратную, круглую или овальную форму.In the illustrated embodiment, each elastomeric housing 512 of each seal assembly 510 is annular and has an elongated rectangular cross-sectional shape with an inner radial wall 515 spaced apart from the outer radial wall 516 and further includes spaced apart end walls 518, 519 to define chamber 514 In the uncompressed state, as shown in FIG. 9, shroud 512 may have a first length L 1 measured between spaced apart end walls 518, 519 and a first width W 1 measured between spaced radial walls 515, 516. While shroud 512 is typically , is depicted as having a rectangular cross-sectional shape, in other embodiments, housing 512 may have other cross-sectional shapes, including, but not limited to, square, round, or oval.

Уплотнительные узлы 510a, 510b, 510c ограничены парой разнесенных друг от друга заплечиков 520, а именно первым заплечиком 520a и вторым заплечиком 520b. В некоторых вариантах реализации заплечик 520 может представляет собой кольцо или клин кольцевого пространства. В проиллюстрированном варианте реализации каждый из заплечиков 520a, 520b показан как скользящий, хотя в других вариантах реализации по меньшей мере один заплечик 520 может быть зафиксирован или выполнен как одно целое с муфтой 502. Каждый заплечик 520 имеет торцевую поверхность 522, которая упирается в торцевую стенку 518 уплотнительного узла 510. В проиллюстрированном варианте реализации каждый скользящий заплечик первоначально закреплен на месте срезным крепежным элементом 524. Плечо 520 показано как имеющее внешнюю кулачковую поверхность 526, которая взаимодействует с внутренней кулачковой поверхностью 528 узла 530 скольжения. В частности, проиллюстрированы первый или верхний узел 530а клиновой плашки и второй или нижний узел 530b клиновой плашки. Как должно быть очевидно специалистам в данной области техники, заплечик 520 может иметь множество конфигураций, включая конфигурации, имеющие другие количества клиновых секций, причем такие конфигурации рассматриваются в пределах объема настоящего изобретения.The sealing assemblies 510a, 510b, 510c are defined by a pair of spaced apart shoulders 520, namely the first shoulder 520a and the second shoulder 520b. In some embodiments, shoulder 520 may be an annular ring or wedge. In the illustrated embodiment, each of the shoulders 520a, 520b is shown as sliding, although in other embodiments, at least one shoulder 520 may be fixed or integral with the sleeve 502. Each shoulder 520 has an end surface 522 that abuts against the end wall 518 of the seal assembly 510. In the illustrated embodiment, each sliding shoulder is initially secured in place by a shear fastener 524. The shoulder 520 is shown as having an outer cam surface 526 that engages with an inner cam surface 528 of the slide assembly 530. In particular, the first or upper wedge ram assembly 530a and the second or lower wedge ram assembly 530b are illustrated. As will be appreciated by those skilled in the art, the shoulder 520 may have a variety of configurations, including configurations having other numbers of wedge sections, such configurations being contemplated within the scope of the present invention.

Узел 530 клиновой плашки может содержать зубья 532, расположенные вдоль его внешней поверхности, для обеспечения компоновки захвата с внутренней стороной скважинной обсадной трубы или стенкой ствола скважины, в зависимости от обстоятельств. Когда к узлу 530 клиновой плашки прикладывается осевая сила F, узел 530 клиновой плашки расширяется в радиальном направлении с приведением в контакт со скважинной обсадной трубой или стенкой ствола скважины. Кроме того, узел 530 клиновой плашки прикладывает силу ка заплечику 520, обеспечивая срезание срезного крепежного элемента 524 и приводя заплечик 520 к соседнему уплотнительному узлу 510. Эта сжимающая внешняя сила, прикладываемая к уплотнительному узлу 510, заставляет часть эластомерного кожуха 512 уплотнительного узла 510 деформироваться в радиальном направлении наружу, обеспечивая герметичное зацепление с соседней по кольцевому пространству обсадной колонной или стенкой ствола скважины (не показаны). Как описано выше, эта сжимающая внешняя сила, прикладываемая к уплотнительному узлу 510, также приводит к разрыву или раздавливанию второй камеры 516, тем самым обеспечивая смешивание первой жидкости 518 и второй жидкости 520. В этом конкретном варианте реализации, поскольку узлы 530 клиновой плашки установлены, заплечики 520 по-прежнему прилегают к торцевым стенкам 518, 519 даже после отверждения и затвердевания эластомерного соединения.The slip assembly 530 may include teeth 532 located along its outer surface to allow the grip to mate with the inside of the wellbore casing or wellbore wall, as the case may be. When an axial force F is applied to the slip assembly 530, the slip assembly 530 expands radially into contact with the wellbore casing or borehole wall. In addition, the slip assembly 530 applies force to the shoulder 520, shearing the shear fastener 524 and driving the shoulder 520 against the adjacent seal assembly 510. This compressive external force applied to the seal assembly 510 causes the elastomeric casing portion 512 of the seal assembly 510 to deform into radially outward, providing tight engagement with annulus-adjacent casing string or wellbore wall (not shown). As described above, this compressive external force applied to the sealing assembly 510 also causes the second chamber 516 to rupture or crush, thereby allowing the first fluid 518 and the second fluid 520 to mix. In this particular embodiment, since the wedge assembly 530 is installed, the shoulders 520 still bear against the end walls 518, 519 even after the elastomer compound has cured and hardened.

На фиг. 10 проиллюстрирован способ 600 установки уплотнительного узла в стволе скважины. На первом этапе 602 уплотнительный узел, такой как уплотнительные узлы, описанные в данном документе, располагают в стволе скважины. Как правило, уплотнительный узел располагается в кольцевом пространстве между соседними кольцевыми конструкциями, между которыми требуется уплотнение, например между трубным элементом и обсадной колонной или трубным элементом и стенкой ствола скважины. Тем не менее, уплотнительный узел можно расположить между любыми двумя разнесенными друг от друга поверхностями в стволе скважины, между которыми желательно установить уплотнение.In FIG. 10 illustrates a method 600 for installing a seal assembly in a wellbore. In a first step 602, a seal assembly, such as the seal assemblies described herein, is placed in the wellbore. Typically, the sealing assembly is located in the annulus between adjacent annular structures between which sealing is required, such as between tubular and casing or tubular and wellbore wall. However, the seal assembly may be positioned between any two spaced apart surfaces in the wellbore between which it is desired to place the seal.

На этапе 604 к уплотнительному узлу прикладывают внешнюю силу. Внешняя сила упруго деформирует уплотнительный узел, чтобы изменить форму уплотнительного узла. В этом отношении уплотнительный узел может быть упруго деформирован путем изменения формы уплотнительного узла с первой формы, имеющей первую длину (L1) и первую ширину (W1), на вторую форму, вторая длина (L2) которой меньше, чем первая длина, и вторая ширина (W2) которой больше, чем первая ширина. Данная форма расширяется или вдавливается в герметичный контакт с соседней поверхностью, с которой требуется уплотнение. В той степени, в которой уплотнительная поверхность представляет собой трубчатый элемент, находящийся рядом с уплотнительным узлом, данная форма расширяется в радиальном направлении наружу до тех пор, пока уплотнительный узел не войдет в герметичное зацепление с поверхностью соседнего трубчатого элемента. В одном варианте реализации внешняя сила может быть приложена путем механического приведения в действие муфты для прижатия муфты к уплотнительному узлу. В одном варианте реализации внешняя сила может быть приложена путем гидравлического приведения в действие муфты для прижатия муфты к уплотнительному узлу. В одном варианте реализации внешняя сила может быть приложена путем электрического приведения в действие муфты для прижатия муфты к уплотнительному узлу. В одном варианте реализации внешняя сила может быть приложена путем применения жидкости под давлением для приложения внешней силы к уплотнительному узлу. В любом случае уплотнительный узел упруго деформируется до такой степени, что уплотнительный узел вынужден войти в контакт с уплотнительной поверхностью для образования уплотнения между ними.At 604, an external force is applied to the seal assembly. The external force elastically deforms the seal assembly to change the shape of the seal assembly. In this respect, the seal assembly can be elastically deformed by changing the shape of the seal assembly from a first shape having a first length (L1) and a first width (W1) to a second shape having a second length (L2) less than the first length and a second width (W2) which is greater than the first width. This shape expands or is pressed into tight contact with the adjacent surface with which a seal is required. To the extent that the sealing surface is a tubular adjacent to the seal assembly, the shape expands radially outward until the seal assembly seals against the surface of the adjacent tubular. In one embodiment, an external force may be applied by mechanical actuation of the sleeve to press the sleeve against the seal assembly. In one embodiment, an external force may be applied by hydraulically actuating the sleeve to press the sleeve against the seal assembly. In one embodiment, an external force may be applied by electrically actuating the sleeve to press the sleeve against the seal assembly. In one embodiment, an external force may be applied by applying pressurized fluid to apply an external force to the seal assembly. In either case, the seal assembly is elastically deformed to such an extent that the seal assembly is forced into contact with the sealing surface to form a seal therebetween.

На этапе 606 внешнюю силу используют для установления гидравлического сообщения между первой камерой и второй камерой. В некоторых вариантах реализации это может включать в себя разрыв камеры внутри уплотнительного узла, что может быть выполнено путем раздавливания, разрушения или разрыва стенки, отделяющей первую камеру от второй камеры, или путем раздавливания, разрушения или разрыва стенки, образующей емкость, развернутую внутри первой камеры. Например, внешняя сила может быть приложена для раздавливания полых сфер внутри уплотнительного узла. В других вариантах реализации вторая камера может представлять собой эластичную емкость, которая разрывается под действием определенной сжимающей силы. В других вариантах реализации приложенная внешняя сила при изменении формы уплотнительного узла высвобождает стенку внутри уплотнительного узла.At 606, an external force is used to establish fluid communication between the first chamber and the second chamber. In some embodiments, this may include rupturing the chamber within the seal assembly, which may be accomplished by crushing, breaking, or breaking the wall separating the first chamber from the second chamber, or by crushing, breaking, or breaking the wall forming the container deployed inside the first chamber. . For example, an external force may be applied to crush the hollow spheres within the seal assembly. In other implementations, the second chamber may be an elastic container that breaks under the action of a certain compressive force. In other embodiments, an applied external force, upon reshaping the seal assembly, releases the wall within the seal assembly.

На этапе 608 эластомерное соединение в одной из камер смешивается с эластомерным отверждающим веществом внутри другой камеры. Это происходит, когда жидкость внутри одной камеры высвобождается с вступлением в контакт с жидкостью внутри другой камеры, когда одна из камер разрывается или раздавливается. Смешанные жидкости вступают в реакцию и начинают отверждаться, обеспечивая затвердевание эластомерного соединения. Следует понимать, что эластомерный кожух расширяется перед отверждением и что эластомерное соединение смешивается и отверждается на месте только после того, как эластомерный кожух деформируется до требуемой формы. Это отличается от механического расширения эластомерных элементов после отверждения, а именно твердых резиновых элементов, включающего в себя значительную пластическую деформацию, которая может снизить целостность эластомерного элемента из-за разрыва эластомерных поперечных связей. По существу, эластомерные элементы, которые расширяются после отверждения, могут утратить прочность поперечных связей и вернуться к характеристикам базовой резины. При смешивании и отверждении уплотнительного элемента на месте уплотнительный элемент будет отвержден и будет демонстрировать более желательные характеристики материала. Кроме того, сила, необходимая для выдавливания отвержденных уплотнительных элементов в деформированную форму, существенно превышает силы, необходимые на этапах 604 и 606, описанных выше, для деформации пластикового кожуха и разрыва второй камеры с инициированием отверждения. В частности, для твердых резиновых элементов обычно могут требоваться установочные силы, составляющие более 18 тонн (30 000 фунтов). И напротив, для уплотнительного узла согласно данному изобретению требуются внешние установочные силы, которые намного меньше, что позволяет меньшей площади установочного поршня приводить в действие и запускать уплотнительный узел по сравнению с установочными механизмами, используемыми для установки отвержденных уплотнительных элементов.In step 608, the elastomeric compound in one of the chambers is mixed with the elastomeric curing agent inside the other chamber. This occurs when the fluid inside one chamber is released into contact with the fluid inside the other chamber when one of the chambers is ruptured or crushed. The mixed fluids react and begin to cure, causing the elastomeric compound to cure. It should be understood that the elastomer jacket expands prior to curing and that the elastomer compound is mixed and cured in situ only after the elastomer jacket has been deformed to the desired shape. This is different from the mechanical expansion of elastomeric elements after curing, namely hard rubber elements, which includes significant plastic deformation, which can reduce the integrity of the elastomeric element due to the breaking of the elastomeric cross-links. As such, elastomeric elements that expand after curing may lose their cross-link strength and return to base rubber performance. By mixing and curing the sealing element in place, the sealing element will cure and exhibit more desirable material characteristics. In addition, the force required to extrude the cured sealing members into a deformed shape substantially exceeds the forces required in steps 604 and 606 above to deform the plastic casing and rupture the second chamber to initiate curing. In particular, hard rubber elements can typically require mounting forces in excess of 18 tons (30,000 pounds). In contrast, the seal assembly of the present invention requires external setting forces that are much smaller, allowing a smaller area of the setting piston to actuate and actuate the seal assembly compared to the setting mechanisms used to set cured seal members.

На этапе 610 внешнюю силу используют для поддержания деформированной формы уплотнительного узла при одновременном отверждении и затвердевании смешанных между собой жидкостей. В частности, в то время, как эластомерное отверждающее вещество вступает в реакцию с эластомерным соединением, внешнюю силу используют для удержания уплотнительного узла в форме, требуемой для герметичного зацепления. После того как эластомерное соединение затвердеет до такой степени, что оно будет удерживать эластомерный кожух в деформированной форме, необходимой для герметичного зацепления, воздействие внешней силы может быть прекращено.In step 610, an external force is used to maintain the deformed shape of the seal assembly while curing and solidifying the mixed fluids. In particular, while the elastomeric curing agent reacts with the elastomeric compound, an external force is used to hold the sealing assembly in the shape required for hermetic engagement. Once the elastomer compound has hardened to the extent that it will hold the elastomer casing in the deformed shape necessary for the sealing engagement, the external force may be released.

Уплотнительный узел, как описано, особенно желателен для постоянных уплотнений, например для использования с постоянными пакерами при использовании уплотнений неподвижных соединений. Уплотнительный узел особенно полезен, поскольку он может легко деформироваться (до отверждения) при низких внутренних напряжениях, обеспечивая герметизацию очень больших зазоров. Кроме того, кожух также будет действовать как экструзионный барьер, ограничивающий потребность во внешних вспомогательных средствах, таких как антиэкструзионные опорные башмаки. Кроме того, в отличие от твердых резиновых уплотнений, в случае которых может потребоваться расположение в соответствии с направлением давления, в уплотнительном узле согласно данному изобретению предложено двунаправленное уплотнение, независимо от направления, со стороны которого к уплотнительному узлу прикладывается давление жидкости. Дополнительным преимуществом уплотнительного узла является то, что исключаются проблемы с фрикционным износом или трением при перемещении уплотнительного узла в требуемое положение по сравнению с уплотнительными элементами из твердой резины, которые имеют большую площадь основания и более подвержены таким проблемам. Также следует понимать, что, поскольку уплотнение инициировано химическим путем, эластомерное соединение и эластомерное отверждающее вещество могут быть выбраны в зависимости от различных скважинных условий и совместимости с флюидами. Таким образом, если одно эластомерное соединение и эластомерное отверждающее вещество могут подходить для первой совокупности условий окружающей среды, другое эластомерное соединение и эластомерное отверждающее вещество могут подходить для второй совокупности условий окружающей среды, отличающейся от первой совокупности. И наконец, следует понимать, что уплотнительный узел особенно желателен для кольцевых пространств неправильной формы, поскольку кожух легко расширяется, чтобы соответствовать этой неправильной форме. Таким образом, уплотнительный узел может быть желательным, если два соседних кольцевых компонента не концентрические или если стенка ствола скважины имеет некруглую форму.The seal assembly as described is particularly desirable for permanent seals, such as for use with permanent packers when using fixed joint seals. The seal assembly is particularly useful because it can easily deform (before curing) at low internal stresses, sealing very large gaps. In addition, the shroud will also act as an extrusion barrier, limiting the need for external aids such as anti-extrusion shoes. In addition, unlike solid rubber seals, which may require positioning according to the direction of pressure, the seal assembly of the present invention provides a bi-directional seal, regardless of the direction from which fluid pressure is applied to the seal assembly. An additional advantage of the seal assembly is that frictional wear or friction problems when moving the seal assembly into position are eliminated compared to hard rubber seals which have a larger footprint and are more susceptible to such problems. It should also be understood that since the seal is chemically initiated, the elastomeric compound and the elastomeric curing agent may be selected depending on various downhole conditions and fluid compatibility. Thus, while one elastomeric compound and elastomeric curing agent may be suitable for a first set of environmental conditions, another elastomeric compound and elastomeric curing agent may be suitable for a second set of environmental conditions different from the first set. Finally, it should be understood that the sealing assembly is particularly desirable for irregularly shaped annulus because the shroud easily expands to fit this irregular shape. Thus, a sealing assembly may be desirable if two adjacent annular components are not concentric or if the wellbore wall is non-circular.

Таким образом, был описан уплотнительный узел для скважинного инструмента. Уплотнительный узел может содержать эластомерный кожух, внутри которого определены первая камера и вторая камера со стенкой, расположенной между двумя камерами; эластомерное соединение, размещенное в одной камере, и эластомерное отверждающее вещество, хранящееся в другой камере. Аналогичным образом был описан скважинный инструмент, содержащий уплотнительный узел. Скважинный инструмент может содержать цилиндрическую поверхность, определенную вокруг оси и имеющую первый заплечик, определенный вдоль цилиндрической поверхности, и эластомерный кожух, внутри которого определены первая камера и вторая камера со стенкой, расположенной между двумя камерами; эластомерное соединение, размещенное в одной камере, и эластомерное отверждающее вещество, хранящееся в другой камере, при этом эластомерный кожух расположен вокруг цилиндрической поверхности, так что ось эластомерного кожуха параллельна оси цилиндрической поверхности.Thus, a seal assembly for a downhole tool has been described. The sealing assembly may comprise an elastomeric casing, within which a first chamber and a second chamber are defined with a wall located between the two chambers; an elastomeric compound placed in one chamber and an elastomeric curing agent stored in another chamber. A downhole tool containing a sealing assembly has been described in a similar manner. The downhole tool may include a cylindrical surface defined about an axis and having a first shoulder defined along the cylindrical surface, and an elastomeric casing, within which a first chamber and a second chamber are defined with a wall located between the two chambers; an elastomeric compound housed in one chamber and an elastomeric curing agent stored in another chamber, the elastomeric jacket being positioned around the cylindrical surface such that the axis of the elastomeric jacket is parallel to the axis of the cylindrical surface.

Любой один или более из следующих элементов могут быть включены в любой из вышеупомянутых вариантов реализации:Any one or more of the following elements may be included in any of the above implementations:

Эластомерный кожух представляет собой полый тороид прямоугольного сечения.The elastomeric casing is a hollow toroid of rectangular cross section.

Вторая камера представляет собой раздавливаемую емкость, расположенную внутри первой камеры.The second chamber is a crushable container located inside the first chamber.

Вторая камера представляет собой округлый резервуар.The second chamber is a rounded reservoir.

Раздавливаемая емкость выполнена из стекла.The crushable container is made of glass.

Эластомерный кожух деформируется из первой формы, имеющей первую длину (L1) и первую ширину (W1), во вторую форму, вторая длина (L2) которой меньше, чем первая длина, и вторая ширина (W2) которой больше, чем первая ширина.The elastomeric casing is deformed from a first mold having a first length (L1) and a first width (W1) into a second mold whose second length (L2) is less than the first length and whose second width (W2) is greater than the first width.

Вторая камера представляет собой полый тороид, расположенный с первой камерой с осью тороида, преимущественно соосной с осью тороида эластомерного кожуха.The second chamber is a hollow toroid located with the first chamber with the axis of the toroid, predominantly coaxial with the axis of the toroid of the elastomeric casing.

Вторая камера представляет собой полый тороид круглого сечения.The second chamber is a hollow toroid of circular cross section.

Эластомерный кожух имеет противоположные торцевые поверхности, внутреннюю радиальную поверхность и внешнюю радиальную поверхность.The elastomeric casing has opposite end surfaces, an inner radial surface and an outer radial surface.

Одна торцевая поверхность эластомерного кожуха упирается в первый заплечик.One end surface of the elastomeric casing rests against the first shoulder.

Вторая камера образована стенкой, имеющей форму образованных вдоль нее выступов.The second chamber is formed by a wall in the form of protrusions formed along it.

Вторая камера образована из материала, который разлагается при выбранной температуре.The second chamber is formed from a material that decomposes at a selected temperature.

Второй заплечик разнесен от первого заплечика вокруг цилиндрической поверхности с эластомерной кожухом между ними, при этом второй заплечик может скользить по цилиндрической поверхности.The second shoulder is spaced apart from the first shoulder around the cylindrical surface with an elastomeric casing between them, while the second shoulder can slide on the cylindrical surface.

Второй скользящий заплечик представляет собой кольцо, расположенное вокруг цилиндрической поверхности.The second sliding shoulder is a ring located around the cylindrical surface.

Второй скользящий заплечик представляет собой муфту, расположенную вокруг цилиндрической поверхности.The second sliding shoulder is a clutch located around the cylindrical surface.

Цилиндрическая поверхность содержит удлиненную оправку, проходящую между первым концом и вторым концом, со сквозным каналом, определенным между двумя концами.The cylindrical surface contains an elongated mandrel extending between the first end and the second end, with a through channel defined between the two ends.

Второй выступ упирается в другой конец эластомерного кожуха.The second protrusion rests against the other end of the elastomeric casing.

Первый заплечик представляет собой кольцо, расположенное вокруг цилиндрической поверхности и прикрепленное к нему с помощью срезного крепежного элемента.The first shoulder is a ring located around a cylindrical surface and attached to it with a shear fastener.

Каждый из первого заплечика и второго заплечика представляет собой кольцо, расположенное вокруг цилиндрической поверхности и прикрепленное к ней с помощью срезного крепежного элемента.Each of the first shoulder and the second shoulder is a ring located around the cylindrical surface and attached to it by means of a shear fastener.

Механизм клиновой плашки, упирающийся в первый заплечик.The mechanism of the wedge die, resting on the first shoulder.

Цилиндр, расположенный вокруг внешней радиальной поверхности.A cylinder located around an outer radial surface.

По меньшей мере два разнесенных друг от друга эластомерных кожуха, причем в каждом кожухе определены первая камера и вторая камера с раздавливаемой стенкой, расположенной между двумя камерами; эластомерное соединение, развернутое в одной камере, и эластомерное отверждающее вещество, хранящееся в другой камере, при этом эластомерный кожух расположен вокруг цилиндрической поверхности, так что ось эластомерного кожуха параллельна оси цилиндрической поверхности.At least two spaced apart elastomeric casings, each casing defining a first chamber and a second chamber with a crushable wall located between the two chambers; an elastomeric compound deployed in one chamber and an elastomeric curing agent stored in another chamber, the elastomeric jacket being positioned around the cylindrical surface such that the axis of the elastomeric jacket is parallel to the axis of the cylindrical surface.

Прокладка, расположенная вдоль цилиндрической поверхности между двумя эластомерными кожухами.A gasket located along a cylindrical surface between two elastomeric shells.

Верхняя клиновая плашка и нижняя клиновая плашка.Upper wedge ram and lower wedge ram.

Скважинный инструмент представляет собой пакерную компоновку.The downhole tool is a packer assembly.

Эластомерный кожух образован из материала, выбранного из группы, состоящей из гидрированного нитрилбутадиенового каучука (HNBR), тетрафторэтиленпропилена (TFE/P), перфторэластомера (FFKM) и политетрафторэтилена (PTFE).The elastomeric casing is formed from a material selected from the group consisting of hydrogenated nitrile butadiene rubber (HNBR), tetrafluoroethylene propylene (TFE/P), perfluoroelastomer (FFKM), and polytetrafluoroethylene (PTFE).

Эластомерное соединение представляет собой первую эпоксидную смолу.The elastomeric compound is the first epoxy resin.

Эластомерное отверждающее вещество представляет собой вторую эпоксидную смолу.The elastomeric curing agent is the second epoxy resin.

Эластомерное соединение представляет собой первую эпоксидную смолу, а эластомерное отверждающее вещество представляет собой вторую эпоксидную смолу, отличающуюся от первой эпоксидной смолы.The elastomeric compound is the first epoxy resin, and the elastomeric curing agent is a second epoxy resin different from the first epoxy resin.

Эластомерное соединение представляет собой эпоксидную смолу, а эластомерное отверждающее вещество представляет собой сореагент эпоксидной смолы.The elastomeric compound is an epoxy resin and the elastomeric curing agent is an epoxy resin co-reagent.

Эластомерное соединение выбрано из группы, состоящей из дициклопентадиена (DCPD), низкотемпературного полиуретана и низковязких эпоксидных смол.The elastomeric compound is selected from the group consisting of dicyclopentadiene (DCPD), low temperature polyurethane and low viscosity epoxy resins.

Частицы, смешанные с эластомерным соединением, причем частицы выбраны из группы, состоящей из стекла, технического углерода/графита и графита.Particles mixed with an elastomeric compound, the particles being selected from the group consisting of glass, carbon black/graphite and graphite.

Аналогично был описан способ установки уплотнения в стволе скважины. Способ может включать в себя расположение уплотнительного узла в стволе скважины; приложение внешней силы к уплотнительному узлу для упругой деформации уплотнительного узла; смешивание эластомерного отверждающего вещества внутри уплотнительного узла с эластомерным соединением внутри уплотнительного узла; и поддержание уплотнительного узла в упруго деформированной форме до тех пор, пока эластомерное отверждающее вещество не прореагирует с эластомерным соединением. В других вариантах реализации способ может включать в себя приложение внешней силы к уплотнительному узлу для изменения формы уплотнительного узла; применение внешней силы, приложенной к уплотнительному узлу, для обеспечения реакции эластомерного отверждающего вещества внутри уплотнительного узла с эластомерным соединением внутри уплотнительного узла; и удержание уплотнительного узла в измененной форме до затвердения эластомерного соединения. В других вариантах реализации способ может включать в себя приложение внешней силы к уплотнительному узлу для упругой деформации уплотнительного узла; применение внешней силы, приложенной к уплотнительному узлу, для обеспечения реакции эластомерного отверждающего вещества внутри уплотнительного узла с эластомерным соединением внутри уплотнительного узла; и удержание уплотнительного узла в упруго деформированной форме до затвердения эластомерного соединения.Similarly, a method for installing a seal in a wellbore has been described. The method may include locating a sealing assembly in a wellbore; applying an external force to the sealing assembly to elastically deform the sealing assembly; mixing an elastomeric curing agent within the seal assembly with an elastomeric compound within the seal assembly; and maintaining the sealing assembly in an elastically deformed shape until the elastomeric curing agent reacts with the elastomeric compound. In other embodiments, the method may include applying an external force to the seal assembly to change the shape of the seal assembly; applying an external force applied to the seal assembly to cause the elastomeric curing agent inside the seal assembly to react with the elastomeric compound inside the seal assembly; and holding the sealing assembly in the modified shape until the elastomeric compound cures. In other embodiments, the method may include applying an external force to the seal assembly to elastically deform the seal assembly; applying an external force applied to the seal assembly to cause the elastomeric curing agent inside the seal assembly to react with the elastomeric compound inside the seal assembly; and holding the sealing assembly in a resiliently deformed shape until the elastomeric compound hardens.

Любой один или более из следующих элементов могут быть включены в любой из вышеупомянутых вариантов реализации:Any one or more of the following elements may be included in any of the above implementations:

Упругая деформация включает в себя вынужденное приведение уплотнительного узла в контакт с уплотнительной поверхностью для образования уплотнения между ними.Elastic deformation includes forcing the sealing assembly into contact with the sealing surface to form a seal therebetween.

Уплотнительная поверхность представляет собой трубчатый элемент.The sealing surface is a tubular element.

Уплотнительная поверхность представляет собой стенку ствола скважины.The sealing surface is the wall of the wellbore.

Прекращение воздействия внешней силы и поддержание уплотнения между уплотнительным узлом и уплотнительной поверхностью.Stopping the external force and maintaining the seal between the sealing assembly and the sealing surface.

Этап приложения внешней силы включает в себя механическое приведение в действие муфты для прижатия муфты к уплотнительному узлу.The step of applying an external force includes mechanical actuation of the sleeve to press the sleeve against the sealing assembly.

Этап приложения внешней силы включает в себя гидравлическое приведение в действие муфты для прижатия муфты к уплотнительному узлу.The step of applying an external force includes hydraulically actuating the sleeve to press the sleeve against the sealing assembly.

Этап приложения внешней силы включает в себя электрическое приведение в действие муфты для прижатия муфты к уплотнительному узлу.The step of applying an external force includes electrically actuating the sleeve to press the sleeve against the sealing assembly.

Этап приложения внешней силы включает в себя применение жидкости под давлением для приложения внешней силы к уплотнительному узлу.The step of applying an external force includes applying a pressurized fluid to apply an external force to the seal assembly.

Упругая деформация включает в себя изменение формы уплотнительного узла с первой формы, имеющей первую длину (L1) и первую ширину (W1), на вторую форму, вторая длина (L2) которой меньше, чем первая длина, и вторая ширина (W2) которой больше, чем первая ширина.Elastic deformation includes changing the shape of the seal assembly from a first shape having a first length (L 1 ) and a first width (W 1 ) to a second shape, the second length (L 2 ) of which is less than the first length and the second width (W 2 ) which is larger than the first width.

Хотя детально проиллюстрированы различные варианты реализации, данное изобретение не ограничено показанными вариантами реализации. Специалисты в данной области техники могут модифицировать и адаптировать вышеуказанные варианты реализации. Такие модификации и адаптации соответствуют сущности и подпадают под объем данного изобретения.Although various embodiments are illustrated in detail, the present invention is not limited to the embodiments shown. Those skilled in the art may modify and adapt the above embodiments. Such modifications and adaptations are within the spirit and scope of this invention.

Claims (20)

1. Способ установки уплотнения в кольцевом пространстве ствола скважины, включающий:1. A method for installing a seal in the annulus of a wellbore, comprising: приложение внешней силы к уплотнительному узлу для упругой деформации уплотнительного узла и для приведения его в сжатое состояние, при этом уплотнительный узел включает кольцевой кожух с эластомерным отверждающим веществом и эластомерным соединением в нем, отделенные друг от друга до приложения внешней силы;applying an external force to the sealing assembly to resiliently deform the sealing assembly and to bring it into a compressed state, the sealing assembly including an annular casing with an elastomeric curing agent and an elastomeric compound therein separated from each other before the application of an external force; применение внешней сжимающей силы, приложенной к уплотнительному узлу, для обеспечения реакции эластомерного отверждающего вещества с эластомерным соединением внутри кольцевого кожуха уплотнительного узла; иapplying an external compressive force applied to the seal assembly to cause the elastomeric curing agent to react with the elastomeric compound within the annular casing of the seal assembly; and удержание уплотнительного узла в упруго деформированной форме до отверждения эластомерного соединения в форме сжатого уплотнительного узла.holding the seal assembly in an elastically deformed form until the elastomeric compound cures in the form of a compressed seal assembly. 2. Способ по п. 1, дополнительно включающий прекращение воздействия внешней силы и поддержание уплотнения между уплотнительным узлом и уплотнительной поверхностью.2. The method of claim 1, further comprising stopping the external force and maintaining a seal between the sealing assembly and the sealing surface. 3. Способ по п. 1, в котором этап приложения внешней силы включает механическое приведение в действие муфты для прижатия муфты к уплотнительному узлу; или при этом этап приложения внешней силы включает гидравлическое приведение в действие муфты для прижатия муфты к уплотнительному узлу.3. The method according to p. 1, in which the step of applying an external force includes mechanical actuation of the clutch to press the clutch to the sealing site; or wherein the step of applying an external force includes hydraulically actuating the sleeve to press the sleeve against the sealing assembly. 4. Способ по п. 1, в котором упругая деформация включает принудительное приведение уплотнительного узла в контакт с уплотнительной поверхностью для образования уплотнения между ними; и/или при этом упругая деформация включает изменение формы уплотнительного узла с первой формы, имеющей первую длину (L1) и первую ширину (W1), на вторую форму, имеющей вторую длину (L2), которая меньше, чем первая длина, и вторую ширину (W2), которая больше, чем первая ширина.4. The method according to p. 1, in which the elastic deformation includes forced bringing the sealing node into contact with the sealing surface to form a seal between them; and/or the elastic deformation includes changing the shape of the sealing unit from the first shape having the first length (L 1 ) and the first width (W 1 ) to the second shape having the second length (L 2 ) which is less than the first length, and a second width (W 2 ) that is larger than the first width. 5. Уплотнительный узел для скважинного инструмента, содержащий: выполненный с возможностью упругой деформации и сжатия эластомерный кольцевой кожух, внутри которого определены первая камера и вторая камера, представляющая собой разрушаемую емкость, расположенную в первой камере; эластомерное соединение, размещенное в одной камере, и эластомерное отверждающее вещество, хранящееся в другой камере, при этом уплотнительный узел выполнен с возможностью отверждения после деформации эластомерного кожуха в желаемую форму.5. A sealing assembly for a downhole tool, comprising: made with the possibility of elastic deformation and compression of the elastomeric annular casing, inside which the first chamber and the second chamber are defined, which is a destructible container located in the first chamber; an elastomeric compound housed in one chamber and an elastomeric curing agent stored in another chamber, wherein the sealing assembly is configured to cure after the elastomeric casing is deformed into a desired shape. 6. Уплотнительный узел по п. 5, в котором разрушаемая емкость выполнена из стекла.6. Sealing assembly according to claim 5, in which the destructible container is made of glass. 7. Скважинный инструмент для уплотнения кольцевого пространства в стволе скважины, содержащий: цилиндрическую поверхность, определенную вокруг оси и имеющую первый заплечик, определенный вдоль цилиндрической поверхности, и уплотнительный узел, содержащий выполненный с возможностью упругой деформации и сжатия эластомерный кольцевой кожух, внутри которого определены первая камера и вторая камера, представляющая собой разрушаемую емкость, расположенную в первой камере; эластомерное соединение, размещенное в одной камере, и эластомерное отверждающее вещество, хранящееся в другой камере, при этом уплотнительный узел выполнен с возможностью отверждения после деформации эластомерного кожуха в желаемую форму, причем эластомерный кожух расположен вокруг цилиндрической поверхности, так что ось эластомерного кожуха параллельна оси цилиндрической поверхности.7. A downhole tool for sealing the annular space in the wellbore, containing: a cylindrical surface defined around the axis and having a first shoulder defined along the cylindrical surface, and a sealing assembly containing an elastomeric annular casing made with the possibility of elastic deformation and compression, inside which the first a chamber and a second chamber representing a destructible container located in the first chamber; an elastomeric compound housed in one chamber and an elastomeric curing agent stored in another chamber, wherein the seal assembly is configured to cure after the elastomeric casing is deformed into a desired shape, the elastomeric casing being positioned around a cylindrical surface so that the axis of the elastomeric casing is parallel to the axis of the cylindrical surfaces. 8. Скважинный инструмент по п. 7, дополнительно содержащий второй заплечик, разнесенный от первого заплечика вокруг цилиндрической поверхности с эластомерным кожухом между ними, причем второй заплечик выполнен с возможностью скольжения вдоль цилиндрической поверхности;8. Downhole tool according to claim 7, further comprising a second shoulder spaced from the first shoulder around the cylindrical surface with an elastomeric casing between them, and the second shoulder is slidable along the cylindrical surface; необязательно при этом второй скользящий заплечик представляет собой кольцо, расположенное вокруг цилиндрической поверхности.optionally, the second sliding shoulder is a ring located around the cylindrical surface. 9. Скважинный инструмент по п. 7, в котором цилиндрическая поверхность содержит удлиненную оправку, проходящую между первым концом и вторым концом, со сквозным каналом, определенным между двумя концами.9. Downhole tool according to claim 7, wherein the cylindrical surface comprises an elongated mandrel extending between the first end and the second end, with a through channel defined between the two ends. 10. Скважинный инструмент по п. 7, дополнительно содержащий по меньшей мере два разнесенных друг от друга эластомерных кожуха, причем внутри каждого кожуха определены первая камера и вторая камера; эластомерное соединение, размещенное в одной камере, и эластомерное отверждающее вещество, хранящееся в другой камере, причем эластомерный кожух расположен вокруг цилиндрической поверхности, так что ось эластомерного кожуха параллельна оси цилиндрической поверхности.10. The downhole tool according to claim 7, further comprising at least two elastomeric casings spaced apart from each other, with a first chamber and a second chamber defined within each casing; an elastomeric compound housed in one chamber and an elastomeric curing agent stored in another chamber, the elastomeric jacket being positioned around the cylindrical surface such that the axis of the elastomeric jacket is parallel to the axis of the cylindrical surface. 11. Скважинный инструмент по п. 8, дополнительно содержащий верхнюю клиновую плашку, прилегающую к одному заплечику, и нижнюю клиновую плашку, прилегающую к другому заплечику.11. Downhole tool according to claim 8, further comprising an upper slip slip adjacent to one shoulder and a lower slip slip adjacent to the other shoulder. 12. Скважинный инструмент по п. 7, в котором скважинный инструмент представляет собой пакерную компоновку.12. The downhole tool of claim 7, wherein the downhole tool is a packer assembly. 13. Скважинный инструмент по п. 7, дополнительно содержащий частицы, смешанные с эластомерным соединением, причем частицы выбраны из группы, состоящей из стекла, технического углерода/графита и графита.13. Downhole tool according to claim 7, further comprising particles mixed with an elastomeric compound, the particles being selected from the group consisting of glass, carbon black/graphite and graphite. 14. Скважинный инструмент по п. 7, в котором эластомерный кожух выполнен из материала, выбранного из группы, состоящей из гидрированного нитрилбутадиенового каучука (HNBR), тетрафторэтиленпропилена (TFE/P), перфторэластомера (FFKM) и политетрафторэтилена (PTFE).14. The downhole tool of claim 7, wherein the elastomeric sheath is made from a material selected from the group consisting of hydrogenated nitrile butadiene rubber (HNBR), tetrafluoroethylene propylene (TFE/P), perfluoroelastomer (FFKM), and polytetrafluoroethylene (PTFE). 15. Скважинный инструмент по п. 7, в котором эластомерное соединение представляет собой первую эпоксидную смолу, а эластомерное отверждающее вещество представляет собой вторую эпоксидную смолу, отличающуюся от первой эпоксидной смолы; и/или15. Downhole tool according to claim 7, in which the elastomeric compound is a first epoxy resin, and the elastomeric hardener is a second epoxy resin different from the first epoxy resin; and/or при этом эластомерное соединение выбрано из группы, состоящей из дициклопентадиена (DCPD), низкотемпературного полиуретана и низковязких эпоксидных смол.wherein the elastomeric compound is selected from the group consisting of dicyclopentadiene (DCPD), low temperature polyurethane and low viscosity epoxy resins.
RU2021104169A 2018-09-17 Two-component solid seal for stationary applications of downhole tools RU2781994C2 (en)

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2021104169A RU2021104169A (en) 2022-10-19
RU2781994C2 true RU2781994C2 (en) 2022-10-21

Family

ID=

Citations (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5941313A (en) * 1997-02-03 1999-08-24 Pes, Inc Control set downhole packer
US6050336A (en) * 1996-10-25 2000-04-18 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus to isolate a specific zone
US6073692A (en) * 1998-03-27 2000-06-13 Baker Hughes Incorporated Expanding mandrel inflatable packer
US20080036157A1 (en) * 2006-08-08 2008-02-14 George Starr Gasket Assembly and Method of Manufacture Thereof
US20090139707A1 (en) * 2007-06-06 2009-06-04 Baker Hughes Incorporated Swellable Packer with Back-Up Systems
RU2429340C2 (en) * 2006-04-13 2011-09-20 Бейкер Хьюз Инкорпорейтед Sealing element of packer with material having shape memory effect
US20140238694A1 (en) * 2011-05-24 2014-08-28 Smjm Limited Support device for use in a wellbore and a method for deploying a barrier in a wellbore
RU2636951C2 (en) * 2012-03-30 2017-11-29 Веллтек А/С Annular barrier with seal

Patent Citations (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6050336A (en) * 1996-10-25 2000-04-18 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus to isolate a specific zone
US5941313A (en) * 1997-02-03 1999-08-24 Pes, Inc Control set downhole packer
US6073692A (en) * 1998-03-27 2000-06-13 Baker Hughes Incorporated Expanding mandrel inflatable packer
RU2429340C2 (en) * 2006-04-13 2011-09-20 Бейкер Хьюз Инкорпорейтед Sealing element of packer with material having shape memory effect
US20080036157A1 (en) * 2006-08-08 2008-02-14 George Starr Gasket Assembly and Method of Manufacture Thereof
US20090139707A1 (en) * 2007-06-06 2009-06-04 Baker Hughes Incorporated Swellable Packer with Back-Up Systems
US20140238694A1 (en) * 2011-05-24 2014-08-28 Smjm Limited Support device for use in a wellbore and a method for deploying a barrier in a wellbore
RU2636951C2 (en) * 2012-03-30 2017-11-29 Веллтек А/С Annular barrier with seal

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US11028657B2 (en) Method of creating a seal between a downhole tool and tubular
US9920588B2 (en) Anchoring seal
EP1019613B1 (en) Downhole packer
US7909110B2 (en) Anchoring and sealing system for cased hole wells
US7861791B2 (en) High circulation rate packer and setting method for same
US8997882B2 (en) Stage tool
CA2814334C (en) Well completion
EP2823135B1 (en) Remotely activated down hole systems and methods
EP2558677B1 (en) Sequenced packing element system
US9790764B2 (en) Packer assembly having dual hydrostatic pistons for redundant interventionless setting
US10240428B2 (en) Packer assembly with thermal expansion buffers and isolation methods
EP2867447B1 (en) Packer assembly having sequentially operated hydrostatic pistons for interventionless setting
CA2698712C (en) Geothermal liner system with packer
US8936102B2 (en) Packer assembly having barrel slips that divert axial loading to the wellbore
US11598168B2 (en) Two part bonded seal for static downhole tool applications
RU2781994C2 (en) Two-component solid seal for stationary applications of downhole tools
NO341850B1 (en) Packer assembly, barrel slip for a packer assembly, and method for diverting axial loading to a wellbore from a packer assembly