WO2018226114A1 - Заколонный пакер (варианты) - Google Patents

Заколонный пакер (варианты) Download PDF

Info

Publication number
WO2018226114A1
WO2018226114A1 PCT/RU2017/000495 RU2017000495W WO2018226114A1 WO 2018226114 A1 WO2018226114 A1 WO 2018226114A1 RU 2017000495 W RU2017000495 W RU 2017000495W WO 2018226114 A1 WO2018226114 A1 WO 2018226114A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
packer
casing
module
packing
packing elements
Prior art date
Application number
PCT/RU2017/000495
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Владимир Георгиевич КИРЯЧЕК
Олег Васильевич КОЛОМИЙЧЕНКО
Николай Николаевич КЛИНКОВ
Кооле КОРНЕЛИС
Вячеслав Михайлович НИЧИПОРЕНКО
Анатолий Александрович ЧЕРНОВ
Отто ГУЙБЕР
Александр ПАРХОМЕНКО
Original Assignee
Владимир Георгиевич КИРЯЧЕК
Олег Васильевич КОЛОМИЙЧЕНКО
Николай Николаевич КЛИНКОВ
Кооле КОРНЕЛИС
Вячеслав Михайлович НИЧИПОРЕНКО
Анатолий Александрович ЧЕРНОВ
Отто ГУЙБЕР
Александр ПАРХОМЕНКО
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Владимир Георгиевич КИРЯЧЕК, Олег Васильевич КОЛОМИЙЧЕНКО, Николай Николаевич КЛИНКОВ, Кооле КОРНЕЛИС, Вячеслав Михайлович НИЧИПОРЕНКО, Анатолий Александрович ЧЕРНОВ, Отто ГУЙБЕР, Александр ПАРХОМЕНКО filed Critical Владимир Георгиевич КИРЯЧЕК
Publication of WO2018226114A1 publication Critical patent/WO2018226114A1/ru

Links

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
    • E21B33/12—Packers; Plugs

Definitions

  • the group of inventions relates to the oil and gas industry and can be used to isolate gas-oil and water bearing strata and to prevent inter-reservoir flows during the intensification of hydrocarbon production using thermal technologies.
  • Such deposits include, in particular, the Bazhenov, Domanik, Frolov, Tyumen and Hadum suites.
  • the elastomeric compounds used in them capable of operating at temperatures up to 185 ° C and pressures up to 35 MPa, cannot work efficiently when producing high-temperature (up to 1000 ° C) thermal effects on productive formations and are not able to create sufficiently strong and impermeable in the annulus insulating screen.
  • Known annular packer comprising a cylindrical body with a central axial and inlet channels, a longitudinally corrugated shell placed outside the body, the end sections of which are made with diameters of the circles described around them, large in comparison with its middle part, and the perimeter of which in the expanded state is equal to the perimeter of the wellbore at the packer installation site, a cylindrical sealing element mounted outside the casing in its middle part, a flap check valve placed in the inlet a channel connecting the central axial channel of the housing with a hydraulic chamber formed by the outer surface of the housing and the inner surface of the shell, the packer provided with adapter sleeves concentrically mounted along the length of the housing from its outer side, a shaped sleeve rigidly connected to the end of the housing, and a shear plug, moreover, the shell is made in the form of separate end and middle sections, interconnected using adapter sleeves mounted with the possibility of axial movement relative to the housing, while the shear plug is installed in the inlet channel from the side of the inner surface of the housing, and
  • Known annular packer including the emphasis, cone-shaped, and resting on it a prefabricated cuff made of several elastic packing elements from IT swells in well fluids (water, oil).
  • radial channels are made uniformly around the circumference.
  • the emphasis and packing elements are installed on the outer surface, lowered into the well of the casing and fixed on it by restrictive rings and retaining wedges.
  • the packer is installed in the production interval (layer) of the well on the casing as part of the casing.
  • the packer elements come into elastic contact with the well wall, which is enhanced by sedimentation of the solid phase of the cement slurry on the upper packer element and the difference in hydrostatic pressure above and below the packer when filtering the liquid phase of the cement slurry into the permeable formation below the packer.
  • the packer elements After the hardening of the cement, the packer elements remain pinched between the conical stop, the cement stone formed from the cement mortar, casing and wall of the well, creating a prefabricated sealing ring pressed against the wall of the well.
  • each packer element begins to swell in the liquid appearing in the region of the packer elements.
  • the packing elements are distributed in volume in all directions, including in the direction of the borehole wall, increasing the pressure gradient of the packer hydraulic breakage, its tightness and preventing the movement of various borehole fluids along the borehole wall up and down during the depressurization of cement stone and the occurrence of pressure drops between the borehole fluids above and below the packer.
  • the packer reliably seals the annulus of the well and ensures the separation of the annulus during the entire period of well development and operation, (see RF patent JY22488685, class E21VZZ / 12, 2013) - the closest analogue for the options.
  • this packer is able to work at high pressure, but does not withstand the action of high temperatures.
  • the technical result of this group of inventions is the development of a range of casing packers capable of effectively isolate the annulus when used to intensify hydrocarbon production, a working agent having a pressure within 100 MPa and a temperature within 1000 ° C.
  • each packer element is a metal or alloy base having a melting point of not higher than 700 ° C, and fillers introduced into the base, the melting temperature of which is higher than the temperature of the working agent supplied to the bottomhole zone, moreover, as the base metal of at least one packing element bismuth is used, and the packing elements can be made in the form of segments or rings.
  • PAP-2 aluminum powder having a linear particle size of 0.02 to 0.03 mm., Alumina nanoparticles having a size of 0.00002 to 0.0004 mm., Iron oxide nanoparticles (FeO, Fe 2 03 and Pe 3 0 4 ), discrete basalt fibers (UTB, MTB and STB) having a cross-sectional size of from 0.5 to 3 ⁇ m.
  • spacers made in the form of rings of titanium can be placed.
  • the packer including a packer module consisting of packer elements located on the outer surface of the casing
  • the packer is equipped with additional packer modules that pack the modules are placed on the outer surface of the casing, sequentially, one below the other, and the packing elements of the lower module have a higher melting point than the packing elements of the middle module, and the packing elements of the upper module have a melting temperature lower than the melting temperature of the packing elements of the middle module, which made of bismuth.
  • patentable packers relate to objects of the same type, of the same purpose, and when used, achieve the same technical result, that is, they are variants, therefore, the requirement of the unity of the invention in this application is met.
  • - in Fig. 3 is a graph showing the change in density and expansion of bismuth depending on temperature.
  • tubing 9 - tubing (tubing).
  • the casing packer (Fig. 1 - option 1) is made in the form of a cerumen module 3, consisting of several consumable sealing (packing) elements 1 located on the rim surface of the casing 5 and fixed on it with casing elements (for example, clamping rings) 2.
  • each packing element 1 can be [completed in various ways, for example, in the form of a ring or a segment, the size of the packing elements 1 is determined mainly by the gap waiting for the outer surface of the casing 5 and the wall of importance 4.
  • packing elements 1 For the manufacture of packing elements 1, they are mainly used metals and their alloys, the melting temperature of which is lower than the temperature of the working agent, pumped into the run through the tubing 9, in particular: yuminium (t TM - 660 ° ⁇ ); zinc (t TM - 419.6 ° C); lead (t TM - 327.4 ° C); troubles ( ⁇ - 271.4 ° ⁇ ); tin (t TM - 231.9 ° C); Homberg alloy (bismuth + Indian + tin (33.333% each) (trw - 122 ° C), etc. When exceeded the above melting temperatures of metals or alloys, even at 1 ° C, they are guaranteed to go from solid to liquid.
  • the choice for the manufacture of the packing element of a particular metal and / or alloy depends on the temperature of the working agent entering through the tubing 9 into the bottomhole zone 7 of the well 4.
  • the melting temperature of the metal or alloy of the packing element 1 should be 100 ° C - 200 ° C lower than the temperature of the working agent 8 coming through the tubing 9 into the bottom-hole zone 7 of the well 4.
  • the melting temperature of the metal or base alloy should not exceed 700 ° C.
  • the forming of the packing element 1 is carried out in a known manner, for example, by injection molding.
  • fillers are introduced into the molten metal or alloy - base, in the form of finely dispersed metal particles or their oxides, the melting temperature of which is higher than the temperature of the working agent supplied to the bottomhole zone, for example, PAP-2 aluminum powder having an average linear particle size 0.02 to 0.03 mm or alumina nanoparticles having a size of 0.00002 to 0.0004 mm (20 to 400 nm) or iron oxide nanoparticles (FeO, Fe 2 0 3 and Fe 3 0 4 ).
  • the amount of such a filler is from 1 to 15 volume% of the amount of the base.
  • the amount of fillers mentioned above depends mainly on the structure of the pore / fluid-conducting system of the annulus (cement and rock).
  • the maximum amount of fillers used is determined by the fact that, as a rule, in low-permeable productive formations (rocks) of the Bazhenov, Domanik and other formations, the pore space does not exceed 10% or, for example, in 1 m 3 (1 million cm 3 ) of rock contains a maximum of up to 100 thousand cm 3 of free pore space.
  • Discrete ultrafine basalt fibers having a cross-sectional size of 1 to 3 ⁇ m can also be used as filler.
  • discrete microfine (MTB) ⁇ 5 ⁇ m
  • discrete ultrafine (UTB) from 0.5 to 1 ⁇ m
  • basalt fiber can be used as a filler.
  • the amount of filler - basalt fiber is from 1 to 20 volume% of the amount of the base.
  • the amount of discrete basalt fibers used depends mainly on the structure of the pore / fluid-conducting system of the annulus (cement and rock). The greater the predicted micro-size ( ⁇ m) fracture in the structure of the pore / fluid-conducting system, the greater the amount of filler used in the formation of the packing elements 1.
  • the maximum amount of discrete basalt fiber used is equal to 20 volume% of the amount of the base determined by the fact that, as a rule, in the annulus cement stone, the pore space does not exceed 15% or, for example, in 1 m 3 (1 million cm 3 ) the annulus cement stone contains a maximum of up to 150 thousand cm 3 of free pore space.
  • the packing module 3 on the casing 5 when forming the packing module 3 on the casing 5, it includes packing elements 1 with different fillers, which are selected in such a way that all the above fillers - PAP-2 aluminum powder, nanosized metal oxide particles and discrete basalt fibers (types: UTB, MTB and STB), since during the operation of the packer, discrete basalt fibers clog mainly micro-sized pores / fluid-conducting channels in the cement ring 1 1 of the annulus 6 or in the “cement-wall of the casing” contact zone, and the PAP-2 aluminum powder and nanosized metal oxide particles, due to their higher mobility, mainly nano-sized and micro-sized pores / fluid-conducting channels in the rock 12 of the annulus space or in the zone of contact "cement-rock".
  • fillers - PAP-2 aluminum powder, nanosized metal oxide particles and discrete basalt fibers types: UTB, MTB and STB
  • At least one of the packing elements 1 of module 3 has a bismuth base.
  • the materiality of this feature will be disclosed below. Therefore, when forming module 3 on the casing, include at least one packer element 1 made of bismuth or having a base of bismuth.
  • the specific number of packing elements installed on the casing, the material from which they are made, the number and composition of the fillers used are determined mainly depending on the capacity of the reservoir, its filtration-capacitive properties, thermobaric reservoir conditions, the characteristics of the cement used and the prediction of crack formation in rock / reservoir and in cement stone, depending on the temperature and pressure of the working exposure agents used.
  • spacers 16 made in the form of rings or segments of titanium, not susceptible to corrosion in a supercritical aqueous fluid medium, and designed to reduce the area of the drained section in the annular space 6 of the well 4 and, thereby, increase work efficiency packer module 3 as a whole.
  • the casing packer according to option 1 operates as follows.
  • a module 3 is formed, for which the necessary number of packing elements 1 and, if necessary, spacers 16 are installed on the outer surface of the casing 5 and fixed on it with fasteners 2.
  • the casing pipe 5 is placed in the well 4, drilled to the reservoir 15 with the formation of a gap 6 (annular the space) between its outer wall and the well.
  • a tubing string 9 the lower section of which is located in the bottomhole zone 7 of the well 4.
  • the annular packer is placed in the body of the cement ring 1 1 formed in the annulus 6.
  • the packing elements 1 are heated and, melting, passes from a solid to a liquid state.
  • nanoparticles of their oxides are additionally synthesized from metals, which also clog fluid-conducting channels, and thus in the annulus 6, the cement ring 1 1 and the surrounding rock 12 finally formed a sufficiently strong and impervious to the working agent 10 insulating screen.
  • Spacers 16 in this case reduce the degree of intensity of fluid drainage processes in the annulus 6 of well 4.
  • annular packer (option 2) is used, which is made of several (in figure 2, three) modules 3: (ZA), (ST) and (ZV).
  • the packing elements 1 of the modules have a different melting point, namely, the packing elements of the module ZA are made of metal or alloy having a melting point higher than the material of the packing elements of the ST module, and the packing elements of the ST module have a lower melting temperature, in comparison with the material of the packing elements of the ST module.
  • ZA can be made of zinc
  • the ST module is made of bismuth
  • the ST module can be made of Homberg alloy. Packing elements 1 of all modules are made similar to the above for option 1.
  • An annular packer made of several modules operates as follows.
  • the packer is placed on the casing so that the ZA module is lower, the ST module is middle, and the SV module is upper.
  • the ZA and ST modules are located below the downhole packer 13, and the SV module, having a relatively very low melting point, is higher than the downhole packer 13, since the temperature of the heated surrounding rock 12 located above and in the immediate vicinity (3-5 meters) from the downhole packer 13 is approximately 250 ° C to 200 ° C.
  • High-temperature working agent of high pressure 8 through tubing 9 is fed into the reservoir 15 in the bottom-hole zone 7 of well 4 and heats the packing elements 1 of all modules.
  • the working agent 10 penetrates through the fluid-conducting channels of the cement ring 1 1 into the annulus 6.
  • Packing elements of the ST module due to the lower melting temperature of bismuth compared to zinc are faster than the packing elements of the ZA module from solid to liquid and liquid bismuth reliably clogs / clogs fluid-conducting channels at the macro and mesoscale in the zone where the module is located under the pressure of working agent 10 ST
  • the packing elements 1 of the module 3A are made of zinc, which has a relatively high melting point, the transition of the clogging elements 1 of this module from solid to liquid occurs slowly, and when the working agent 10 contacts zinc, nanosized zinc particles are synthesized from some part of it, one some of which are discharged through macro (> 50 nm) and mesoscale (from 5 to 50 nm) fluid-conducting channels into the zone of the ST module and plugs micro-sized ( ⁇ 5 nm) fluid-conducting channels in the packer placement zone , and the other part of the synthesized nanosized particles of zinc clogs / clogs the micro-sized fluid-conducting channels located in the zone of the module ZA.
  • liquid zinc (module ZA) and liquid bismuth (module ST) Converted to liquid state, liquid zinc (module ZA) and liquid bismuth (module ST) clog / clog fluid conduction channels at all levels in the zones of placement of the ZA and ST modules, and after heating the zone of placement of the SV module, the SV module changes from solid to liquid and, accordingly, blocking / colmatization of fluid conduits with Homberg liquid alloy occurs.
  • the ZA, ZB, and ZV modules together form in the annulus 6 a sufficiently strong and impermeable insulating screen with a high clogging ability of fluid-conducting channels at the macro, meso, and micro levels, moreover, the insulating screen is formed not only in the cement ring 1 1 and in the surrounding rock 12, but also in the zones of contact "cement-wall of the casing" and "cement-rock".
  • the air pollutant module is essentially safety, guaranteeing the formation of a reliable insulating screen also in the area located above the downhole packer 13.
  • the SV module transfers from the solid state to the liquid state last, since the temperature in the zone located above the placement of the downhole packer 13 is always lower than the temperature in the zone located below the placement of the downhole packer 13 (a high-temperature working agent is always present only below the downhole packer 13), and also because the zone located above the location of the downhole packer 13 heats up very slowly due to heat conduction from the zone located below the downhole packer 13.
  • Spacers 16 reduce the degree of intensity of fluid drainage processes in the annulus 6 of well 4, and colmatants (nanoparticles of metal oxides) can penetrate the rock at a considerable distance from well 4 and to clog fluid-conducting channels in the volume of possible clogging of the annulus 14.
  • a distinctive feature of this embodiment of the invention is that the basis of all the packing elements 1 of the ST module is bismuth.
  • bismuth in the solid state and at a rock temperature of 100 ° C has a density of 9.78 g / cm 3 .
  • nanosized particles of bismuth oxide are synthesized from a certain part of bismuth, which, in turn, clog nanoscale fluid-conducting channels in the cement ring and in the rock.
  • the volume of bismuth due to thermal expansion or contraction varies in the range of about 3%, and from 100 ° C to 600 ° C, - within 4%.
  • the formed insulating screen in the form of a metallized stone reliably isolates gas-oil and water bearing strata and prevents overflows in the near-wellbore space at a working agent pressure of 100 MPa and at a temperature of 1000 ° C.

Landscapes

  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)

Abstract

Группа изобретений относится к нефтегазовой промышленности и может быть использована для изоляции газонефтеводоносных пластов и предотвращения межпластовых перетоков в процессе интенсификации добычи углеводородов с использованием тепловых технологий. Заколонные пакеры выполнены в виде последовательно насаженных на обсадную трубу (5) одного или нескольких пакерующих модулей (1), пакерующие элементы которых изготовлены из металлов и/или их сплавов, насыщенных наполнителями в виде микроразмерных частиц металлов, наноразмерных частиц оксидов металлов, а также дискретными базальтовыми волокнами. Между пакетирующими элементами модуля могут быть размещены проставки (16). Под воздействием температуры рабочего агента пакерующие элементы (1) из твердого состояния переходят в жидкое состояние и под действием давления в затрубном пространстве расплавленные металлы и/или их сплавы вместе с наполнителями, проникая во флюидопроводящие каналы, кольматируют их, как в цементном кольце и в окружающей горной породе, так и в зонах контактов «цемент-стенка обсадной колонны» и «цемент-горная порода». Заколонные пакеры надежно изолируют газонефтеводоносные пласты и предотвращают перетоки в околоскважинном пространстве при давлении рабочего агента в пределах 100 МПа и температуре в пределах 1000C.

Description

ЗАКОЛ ОННЫЙ ПАКЕР (ВАРИАНТЫ)
Область техники
Группа изобретений относится к нефтегазовой промышленности и может быть использована для изоляции газонефтеводоносных пластов и предотвращения межпластовых перетоков в процессе интенсификации добычи углеводородов с использованием тепловых технологий.
Предшествующий уровень техники.
В настоящее время весьма актуальна проблема разработки месторождений углеводородов, основной углеводородный потенциал которых заключен не в подвижных нефтях, а в неподвижном керогене и в неподвижных и/или малоподвижных битуминозных нефтях.
К таким месторождениям относятся, в частности, баженовская, доманиковая, фроловская, тюменская и хадумская свиты.
Установлено, что экономически эффективное освоение таких месторождений возможно только при вовлечении в активную разработку всего их углеводородного ресурса, включая неподвижный кероген и неподвижную и/или малоподвижную битуминозную нефть.
Даная проблема в настоящее время решается с применением для разработки таких месторождений тепловых технологий - технологий, основанных на воздействии на продуктивный пласт рабочим агентом, закачиваемым в продуктивный пласт под высоким давлением (до 100 МПа) и имеющим высокую температуру в подпакерной зоне - на забое скважины (до 1000°С).
Данные технологии нашли в последнее время довольно широкое распространение,(см. например, патент РФ 2576267,кл.Е21В43/24, 2015г; патент РФ °2418944,кл Е21В 43/24, 201 1 г, опубликованная заявка US J °2014/0224491 , 2014 г., патент РФ J " 2576267,КЛ .Е21В 43 /24,2015 г.)
Одной из проблем практической реализации тепловых технологий является то, что в результате воздействия температуры и давления рабочего агента, в дополнение к имеющейся, происходит интенсивное формирование новой трещиноватости в цементном кольце, в окружающей горной породе, примыкающей к скважине, а также нарушение целостности контактов «цемент-стенка обсадной колонны» и «цемент-горная порода».
Поэтому для эффективного использования тепловых технологий важное значение имеет надежная герметизация затрубного пространства, так как при указанных выше значениях давления и температуры рабочего агента и его состоянии в виде перегретого пара или воды в сверхкритическом состоянии, он просачивается даже через мельчайшие трещины в цементном кольце и в горной породе, снижая эффективность воздействия на продуктивный пласт.
Значительные потери дорогостоящего высокотемпературного рабочего агента высокого давления и углеводородов в затрубном пространстве серьезно снижают экономическую привлекательность проектов по освоению трудноизвлекаемых запасов углеводородов с использованием тепловых технологий.
Из уровня техники известно, что для осуществления относительно низкотемпературного теплового воздействия на продуктивные пласты проблема изоляции газонефтеводоносных пластов и предотвращения перетоков, как правило, решается за счет использования термостойких эластомерных пакеров затрубного пространства, расширяющихся при контакте с рабочим агентом, см. «Каталог пакеров». External Casing Packer (ЕСР). World Oil Tools, Inc., стр. 7). Однако используемые в них эластомерные компаунды, способные работать при температуре до 185°С и давлении до 35 МПа, не могут эффективно работать при осуществлении высокотемпературного (до 1000°С) теплового воздействия на продуктивные пласты и не способны создавать в затрубном пространстве достаточно прочный и непроницаемый изоляционный экран.
Известен заколонный пакер, включающий цилиндрический корпус с центральным осевым и впускным каналами, размещенную снаружи корпуса продольно гофрированную оболочку, концевые участки которой выполнены с диаметрами описанных вокруг них окружностей, большими по сравнению со средней ее частью, и периметр которой в расправленном состоянии равен периметру ствола скважины в месте установки пакера, уплотнительный элемент цилиндрической формы, установленный снаружи оболочки в ее средней части, лепестковый обратный клапан, размещенный во впускном канале, сообщающем центральный осевой канал корпуса с гидравлической камерой, образованной наружной поверхностью корпуса и внутренней поверхностью оболочки, причем пакер снабжен переходными втулками, концентрично установленными по длине корпуса с его наружной стороны, фигурной втулкой, жестко связанной с концом корпуса, и срезной пробкой, причем оболочка выполнена в виде отдельных концевых и средней секций, связанных между собой при помощи переходных втулок, установленных с возможностью осевого перемещения относительно корпуса, при этом срезная пробка установлена во впускном канале со стороны внутренней поверхности корпуса, а уплотнительный элемент выполнен с замкнутой внутренней полостью, которая заполнена пластичным веществом, в качестве которого может быть использована сырая резина, герметик, отверждаемая смола, (см. патент РФ N°228271 1 , кл. Е21ВЗЗ/12, 2006 г.).
В результате анализа данного аналога необходимо отметить, что используемые в нем сырая резина, герметик и смолы не способны работать при высоких температурах призабойной зоны.
Известен заколонный пакер, включающий упор, конусообразной формы, и опирающуюся на него сборную манжету, выполненную из нескольких эластичных пакерующих элементов из ИТ набухающего в скважинных жидкостях (вода, нефть).
На верхних сопрягаемых конусных поверхностях пакерующих элементов равномерно по окружности выполнены радиальные каналы.
Упор и пакерующие элементы установлены на наружной поверхности, спускаемой в скважину обсадной трубы и зафиксированы на ней ограничительными кольцами и стопорными клиньями.
Для работы пакер устанавливают в продуктивном интервале (пласте) скважины на обсадной трубе в составе обсадной колонны. При этом пакерующие элементы приходят в упругое соприкосновение со стенкой скважины, которое усиливается за счет седиментации твердой фазы цементного раствора на верхний пакерующий элемент и разницы гидростатического давления над и под пакером при фильтрации жидкой фазы цементного раствора в проницаемый пласт ниже пакера.
После затвердевания цемента пакерующие элементы остаются защемленными между конусообразным упором, цементным камнем, сформировавшимся из цементного раствора, обсадной трубой и стенкой скважины, создавая сборное уплотнительное кольцо, прижатое к стенке скважины.
Далее, каждый пакерующий элемент начинает набухать в жидкости, появляющейся в области пакерующих элементов.
При этом пакерующие элементы раздаются по объему во все стороны, в том числе и в направлении стенки скважины, повышая градиент давления гидропрорыва пакера, его герметичность и предотвращая движение различных скважинных жидкостей вдоль стенки скважины вверх и вниз при разгерметизации цементного камня и возникновении перепадов давлений между скважинными флюидами, находящимися выше и ниже пакера.
Таким образом, пакер надежно герметизирует заколонное пространство скважины и обеспечивает разобщение затрубного пространства в процессе всего периода освоения и эксплуатации скважины, (см. патент РФ JY22488685, кл. Е21ВЗЗ/12, 2013 г.) - наиболее близкий аналог для вариантов.
В результате анализа известного решения необходимо отметить, что данный пакер способен работать при высоком давлении, но не выдерживает действия высоких температур.
Таким образом, использование механических пакеров не дает желаемого эффекта.
Используемая в настоящее время герметизация затрубного пространства закачиванием в него изолирующих сред также не является эффективной, так как используемые для кольматации составы (см., например, патенты РФ N°/ °2572254, 2244819, 2380394), не выдерживают температуры рабочего агента и расплавляются.
Раскрытие сущности предлагаемого изобретения
Техническим результатом настоящей группы изобретений является разработка гаммы заколонных пакеров, способных эффективно изолировать затрубное пространство при использовании для интенсификации добычи углеводородов рабочего агента, имеющего давление в пределах 100 МПа и температуре в пределах 1000°С.
Указанный технический результат обеспечивается тем, что в заколонном пакере, включающем пакерующий модуль, состоящий из пакерующих элементов, размещенных на наружной поверхности обсадной трубы, новым является то, что каждый пакерующий элемент представляет собой основу из металла или сплава, имеющего температуру плавления не выше 700°С, и введенные в основу наполнители, температура плавления которых выше температуры подаваемого в призабойную зону рабочего агента, причем в качестве металла основы, как минимум, одного пакерующего элемента использован висмут, а пакерующие элементы могут быть выполнены в виде сегментов или колец.
В качестве наполнителя могут быть использованы алюминиевая пудра ПАП-2, имеющая линейный размер частиц от 0,02 до 0,03 мм., наночастицы оксида алюминия, имеющие размер от 0,00002 до 0,0004 мм., наночастицы оксидов железа (FeO, Fe203 и Ре304), дискретные базальтовые волокна (УТБ, МТБ и СТБ), имеющие размер поперечного сечения от 0,5 до 3 мкм.
Между установленными на наружной поверхности обсадной трубы пакетирующими элементами могут быть размещены проставки, выполненные в виде колец из титана.
В варианте зако лонного пакера, включающего пакерующий модуль, состоящий из пакерующих элементов, размещенных на наружной поверхности обсадной трубы, новым является то, что пакер оснащен дополнительными пакетирующими модулями, пакерующие модули размещены на наружной поверхности обсадной трубы, последовательно, один под другим, причем пакерующие элементы нижнего модуля имеют более высокую температуру плавления, по сравнению с пакетирующими элементами среднего модуля, а пакерующие элементы верхнего модуля имеют температуру плавления ниже температуры плавления пакерующих элементов среднего модуля, которые выполнены из висмута.
В заявленной группе изобретений патентуемые пакеры относятся к объектам одного вида, одинакового назначения и обеспечивают при использовании достижение одного и того же технического результата, то есть, являются вариантами, следовательно, требование единства изобретения в данной заявке соблюдено.
Раскрытие графических материалов
Сущность заявленной группы изобретений поясняется графическими материалами, на которых:
- на фиг.1 - расположенный в скважине затрубный пакер (вариант 1);
- на фиг.2 - расположенный в скважине затрубный пакер (вариант 2), выполненный из нескольких модулей;
- на фиг.З - график, демонстрирующий изменение плотности и расширение висмута в зависимости от температуры.
В описании приведенными ниже позициями обозначены следующие конструктивные элементы устройства:
1 - герметизирующий (пакерующий) элемент;
2 - крепежные элементы (зажимные кольца);
3 - пакерующий модуль;
4 - стенка скважины;
5 - обсадная труба;
6 - затрубное пространство скважины; 7 - призабойная зона;
8 - находящийся в призабойной зоне рабочий агент;
9 - насосно-компрессорная труба (НКТ);
10 - находящийся в продуктивном пласте рабочий агент;
1 1 цементное кольцо;
12 - горная порода;
13 - скважинный пакер;
14 - объём возможной кольматации затрубного пространства;
15 - продуктивный пласт;
16 проставка;
Варианты выполнения предлагаемого изобретения
Заколонный пакер (фиг.1 - вариант 1) выполнен в виде керующего модуля 3, состоящего из нескольких расходных эметизирующих (пакерующих) элементов 1 , располагаемых на ружной поверхности обсадной трубы 5 и зафиксированных на ней епежными элементами (например, зажимными кольцами) 2.
Конструктивно каждый пакерующий элемент 1 может быть [полнен различным образом, например, в виде кольца или сегмента, змер пакерующих элементов 1 определяется, в основном, зазором жду наружной поверхностью обсадной трубы 5 и стенкой важины 4.
Для изготовления пакерующих элементов 1 используются, еимущественно, металлы и их сплавы, температура плавления торых ниже температуры рабочего агента, закачиваемого в важину по насосно-компрессорным трубам (НКТ) 9, в частности: юминий (t™ - 660°С); цинк (t™ - 419,6°С); свинец (t™ - 327,4°С); смут (ίππ - 271,4°С); олово (t™ - 231 ,9°С); сплав Хомберга (висмут + инец + олово (по 33,333 %) (trw - 122°С) и пр. При превышении указанных выше температур плавления металлов или сплавов даже на 1 °С, они гарантированно переходят из твердого состояния в жидкое.
Выбор для изготовления пакерующего элемента конкретного металла и/или сплава зависит от температуры рабочего агента, поступающего по НКТ 9 в призабойную зону 7 скважины 4.
Как правило, для оперативной и качественной кольматации затрубного пространства, температура плавления металла или сплава пакерующего элемента 1 должна быть на 100°С - 200°С ниже температуры поступающего через НКТ 9 в призабойную зону 7 скважины 4 рабочего агента 8.
Установлено, что для гарантированного расплавления материала основы пакерующего элемента 1 под действием поступающего в призабойную зону высокотемпературного рабочего агента, температура плавления металла или сплава основы не должна превышать 700°С.
Формование пакерующего элемента 1 осуществляется известным образом, например, литьем в формы.
Процесс такого литья известен специалистам и не нуждается в дополнительных пояснениях.
При формовании пакерующих элементов 1 в расплавленный металл или сплав - основу вводят наполнители, в виде, мелкодисперсных частиц металлов или их оксидов, температура плавления которых выше температуры подаваемого в призабойную зону рабочего агента, например, алюминиевую пудру ПАП-2, имеющую средний линейный размер частиц от 0,02 до 0,03 мм или наночастицы оксида алюминия, имеющие размер от 0,00002 до 0,0004 мм (от 20 до 400 нм), или наночастицы оксидов железа (FeO, Fe203 и Fe304). Как правило, количество такого наполнителя составляет от 1-го до 15-ти объемных % от количества основы.
Количество используемых названных выше наполнителей зависит, преимущественно, от структуры поровой /флюидопроводящей системы затрубного пространства (цемента и горной породы).
Чем больше в структуре поровой/флюидопроводящей системы прогнозируемой наноразмерной (нм) и микроразмерной (мкм) трещиноватости, тем большее количество наполнителя используется при изготовлении пакерующих элементов 1.
Максимальное количество, используемых наполнителей, равное 15-ти объемным % от количества основы, определено тем, что, как правило, в малопроницаемых продуктивных пластах (горная порода) баженовской, доманиковой и иных свит величина порового пространства не превышает 10% или, например, в 1 м3 (1 млн. см3) горной породы содержится максимум до 100 тысяч см3 свободного порового пространства.
В качестве наполнителя также могут быть использованы дискретные сверхтонкие базальтовые волокна (СТВ), имеющие размер поперечного сечения от 1 до 3 мкм.
Также в качестве наполнителя может быть использовано дискретное микротонкое (МТБ) (<5 мкм) и дискретное ультратонко'е (УТБ) (от 0,5 до 1 мкм) базальтовое волокно.
Количество наполнителя - базальтового волокна составляет от 1- го до 20-ти объемных % от количества основы.
Количество используемых дискретных базальтовых волокон зависит, преимущественно, от структуры поровой /флюидопроводящей системы затрубного пространства (цемент и горная порода). Чем больше в структуре поровой/флюидопроводящей системы прогнозируемой микроразмерной (мкм) трещиноватости, тем большее количество наполнителя используется при формировании пакерующих элементов 1.
Максимальное количество, используемого дискретного базальтового волокна равно 20-ти объемных % от количества основы определено тем, что, как правило, в цементном камне затрубного пространства величина порового пространства не превышает 15% или, например, в 1 м3 (1 млн. см3) цементного камня затрубного пространства содержится максимум до 150 тысяч см3 свободного порового пространства.
Наиболее предпочтительно, чтобы при формировании пакерующего модуля 3 на обсадной трубе 5 в него входили пакерующие элементы 1 с разными наполнителями, которые подбираются таким образом, что в пакетирующем модуле имеют место все указанные выше наполнители - алюминиевая пудра ПАП-2, наноразмерные частицы оксидов металлов и дискретные базальтовые волокна (типы: УТБ, МТБ и СТБ), так как в процессе эксплуатации пакера дискретные базальтовые волокна кольматируют, преимущественно, микроразмерные поры/флюидопроводящие каналы в цементном кольце 1 1 затрубного пространства 6 или в зоне контакта «цемент-стенка обсадной колонны», а алюминиевая пудра ПАП-2 и наноразмерные частицы оксидов металлов, в силу более высокой мобильности, кольматируют, преимущественно, наноразмерные и микроразмерные поры/флюидопроводящие каналы в горной породе 12 затрубного пространства или в зоне контакта «цемент-горная порода». Весьма важно, чтобы, как минимум, один из пакерующих элементов 1 модуля 3 имел основу из висмута. Существенность данного признака будет раскрыта ниже. Поэтому при формировании модуля 3 на обсадной трубе, включают, как минимум один пакерующий элемент 1 , выполненный из висмута или имеющий основу из висмута.
Конкретное количество пакерующих элементов, устанавливаемых на обсадной трубе, материал, из которого они изготовлены, количество и состав используемых наполнителей определяют, преимущественно, в зависимости от мощности продуктивного пласта, его фильтрационно-емкостных свойств, термобарических пластовых условий, характеристик используемого цемента и прогноза трещинообразования в горной породе/продуктивном пласте и в цементном камне в зависимости от температуры и давления используемых рабочих агентов воздействия.
Между пакетирующими элементами 1 могут быть размещены проставки 16, выполненные в виде колец или сегментов из титана, не поддающиеся коррозии в сверхкритической водной флюидной среде, и, предназначенные для уменьшения площади дренируемого сечения в затрубном пространстве 6 скважины 4 и, тем самым, повышения эффективности работы пакерующего модуля 3 в целом.
Заколонный пакер по варианту 1 функционирует следующим образом.
Для работы формируют модуль 3, для чего необходимое количество пакерующих элементов 1 и, если это необходимо, проставок 16, устанавливают на наружной поверхности обсадной трубы 5 и фиксируют на ней крепежными элементами 2.
Обсадная труба 5 размещена в скважине 4, пробуренной до продуктивного пласта 15 с образованием зазора 6 (затрубное пространство) между ее наружной стенкой и скважиной. В обсадной трубе 5 расположена колонна НКТ 9, нижний срез которой находится в призабойной зоне 7 скважины 4.
После завершения операции по креплению скважины 4 заколонный пакер располагают в теле цементного кольца 1 1, образованного в затрубном пространстве 6.
В процессе подачи по НКТ 9 в призабойную зону 7 скважины 4 высокотемпературного рабочего агента высокого давления 8, пакерующие элементы 1 нагреваются и, расплавляясь, переходит из твердого состояния в жидкое.
При этом, под действием давления находящегося в продуктивном пласте 15 рабочего агента 10, проникающего по флюидопроводящим каналам цементного кольца 1 1 в затрубное пространство 6, жидкий металл или сплав, насыщенный наполнителями - микрочастицами алюминия, наночастицами оксида алюминия и/или наночастицами оксидов железа и дискретными базальтовыми волокнами плотно закупоривает/кольматирует флюидопроводящие каналы как в цементном кольце 11 и в окружающей горной породе 12, так и зонах контактов «цемент-стенка обсадной колонны» и «цемент- горная порода».
Более того, при контакте рабочего агента 10, в форме воды, находящейся в ультра-сверхкритическом или в сверхкритическом состоянии (СК-вода), из металлов дополнительно синтезируются наночастицы их оксидов, которые также кольматируют флюидопроводящие каналы, и, таким образом, в затрубном пространстве 6, цементном кольце 1 1 и окружающей горной породе 12 окончательно формируется достаточно прочный и непроницаемый для рабочего агента 10 изоляционный экран. Проставки 16 при этом снижают степень интенсивности процессов дренирования флюидов в затрубном пространстве 6 скважины 4.
Для более надежной изоляции газонефтеводоносных пластов и предотвращения межпластовых перетоков в затрубном пространстве используется затрубный пакер (вариант 2), который выполнен из нескольких (на фиг.2 показано три) модулей 3 : (ЗА), (ЗБ) и (ЗВ).
При таком выполнении пакера пакерующие элементы 1 модулей имеют разную температуру плавления, а именно, пакерующие элементы модуля ЗА выполнены из металла или сплава, имеющего температуру плавления выше, чем материал пакерующих элементов модуля ЗБ, а пакерующие элементы модуля ЗВ имеют температуру плавления ниже, по сравнению с материалом пакерующих элементов модуля ЗБ.
С учетом изложенного выше, пакерующие элементы 1 модуля
ЗА могут быть изготовлены из цинка, модуля ЗБ - из висмута, а модуля ЗВ - из сплава Хомберга. Пакерующие элементы 1 всех модулей изготавливают аналогично приведенному выше для варианта 1.
Затрубный пакер, выполненный из нескольких модулей, работает следующим образом.
Для работы пакер располагают на обсадной трубе таким образом, что модуль ЗА является нижним, модуль ЗБ - средним, а модуль ЗВ - верхним.
При этом модули ЗА и ЗБ расположены ниже скважинного пакера 13, а модуль ЗВ, имеющий относительно очень низкую температуру плавления, - выше скважинного пакера 13, так как температура нагретой окружающей горной породы 12, находящейся выше и в непосредственной близости (3-5 метров) от скважинного пакера 13 составляет, примерно, от 250°С до 200°С.
Высокотемпературный рабочий агент высокого давления 8 по НКТ 9 подается в продуктивный пласт 15 в призабойную зону 7 скважины 4 и разогревает пакерующие элементы 1 всех модулей.
При этом рабочий агент 10 проникает по флюидопроводящим каналам цементного кольца 1 1 в затрубное пространство 6.
Пакерующие элементы модуля ЗБ в силу более низкой температуры плавления висмута по сравнению с цинком быстрее пакетирующих элементов модуля ЗА переходят из твердого состояния в жидкое состояние и жидкий висмут под действием давления рабочего агента 10 надежно закупоривает/кольматирует флюидопроводящие каналы на макро и мезоуровне в зоне размещения модуля ЗБ.
Так как пакерующие элементы 1 модуля ЗА изготовлены из цинка, имеющего относительно высокую температуру плавления, то переход кольматирующих элементов 1 данного модуля из твердого состояния в жидкое происходит медленно, и при контакте рабочего агента 10 с цинком из некоторой его части синтезируются наноразмерные частицы цинка, одна часть из которых выносится по макро (> 50 нм) и мезоразмерным (от 5 до 50 нм) флюидопроводящим каналам в зону размещения модуля ЗБ и закупоривает микроразмерные (<5нм) флюидопроводящие каналы в зоне размещения пакера, а другая часть, синтезированных наноразмерных частиц цинка, закупоривает/кольматирует микроразмерные флюидопроводящие каналы, находящиеся в зоне размещения модуля ЗА. Перешедшие в жидкое состояние, жидкий цинк (модуль ЗА) и жидкий висмут (модуль ЗБ) закупоривают/кольматируют флюидопроводящие каналы на всех уровнях в зонах размещения модулей ЗА и ЗБ, а после нагрева зоны размещения модуля ЗВ модуль ЗВ переходит из твердого состояния в жидкое и, соответственно, также происходит закупоривание/кольматация флюидопроводящих каналов жидким сплавом Хомберга.
Таким образом, модули ЗА, ЗБ и ЗВ совместно формируют в затрубном пространстве 6 достаточно прочный и непроницаемый изоляционный экран, обладающий высокой закупоривающей способностью флюидопроводящих каналов на макро-, мезо- и микроуровнях, причем изоляционный экран формируется не только в цементном кольце 1 1 и в окружающей горной породе 12, но и в зонах контактов «цемент-стенка обсадной колонны» и «цемент-горная порода».
Модуль ЗВ при этом является, по сути, страховочным, гарантирующим формирование надежного изоляционного экрана также и в зоне, расположенной выше скважинного пакера 13.
Модуль ЗВ переходит из твердого состояния в жидкое состояние последним, так как температура в зоне, расположенной выше размещения скважинного пакера 13, всегда ниже температуры в зоне, расположенной ниже размещения скважинного пакера 13 (высокотемпературный рабочий агент всегда присутствует только ниже скважинного пакера 13), а также ещё и потому, что зона, расположенная выше размещения скважинного пакера 13 нагревается очень медленно за счет теплопроводности от зоны, размещенной ниже скважинного пакера 13.
Проставки 16 снижают степень интенсивности процессов дренирования флюидов в затрубном пространстве 6 скважины 4, а кольматанты (наночастицы оксидов металлов) могут проникать в горную породу на значительное расстояние от скважины 4 и кольматировать флюидопроводящие каналы в объёме возможной кольматации затрубного пространства 14.
Отличительной особенностью данного варианта изобретения является то, что основой всех пакерующих элементов 1 модуля ЗБ является висмут.
Существенность данного признака объясняется уникальными свойствами висмута, которыми обладает этот металл в процессе фазовых переходов из твердого состояния в жидкое состояние и обратно (фиг. 3) в процессе нагрева затрубного пространства 6 при использования высокотемпературного рабочего агента 8 и в процессе остывания затрубного пространства при отборе углеводородов на дневную поверхность скважины.
В процессе эксплуатации пакера, находясь на глубине, например, 3000 метров, висмут в твердом состоянии и при температуре горной породы, равной 100°С имеет плотность 9,78 г/см3. При нагреве обсадной трубы 5 и цементного кольца 1 1 и при переходе висмута при температуре 271 ,4°С из твердого состояния в жидкое, его плотность резко/скачкообразно возрастает с 9,69 г/см3 (Т=271,3 °С) до 10,09 г/см3 (Т=271 ,4°С), а объем при этом резко/скачкообразно уменьшается.
Имея повысившуюся плотность и одновременно, уменьшившись в объеме, висмут под действием давления высокотемпературного рабочего агента высокого давления 10 глубоко проникает в макро и мезо трещины. В процессе его дальнейшего нагрева, например, до температуры 500°С его объем увеличивается, а плотность уменьшается с 10,09 г/см3 (Т=271 ,4°С) до 9,78 г/см3 (Т=500°С) и, таким образом, уже находясь глубоко в макро и мезотрещинахи мезотрещинах и, расширяясь, он надежно закупоривает/кольматирует (распирает) эти макро и мезотрещины.
Более того, при контакте с рабочим агентом 10 в форме СК-воды, из некоторой части висмута синтезируются наноразмерные частицы оксида висмута, которые, в свою очередь, закупоривают наноразмерные флюидопроводящие каналы в цементном кольце и в горной породе.
После завершения теплового воздействия на продуктивный пласт висмут начинает остывать и при переходе из жидкого состояния в твердое состояние наблюдается обратный процесс.
Его плотность при остывании с 500°С до 271 ,4°С возрастает, а объем уменьшается.
При этом под действием давления высокотемпературного рабочего агента высокого давления 10 и в силу высокой плотности и вязкости висмут прочно удерживается в макро и мезотрещинах.
А при дальнейшем остывании и при переходе их жидкого состояния в твердое состояние его плотность резко/скачкообразно уменьшается с 10,09 г/см3 (Т-271 ,4 °С) до 9,69 г/см3 (Т=271,3°С), а объем также резко/скачкообразно увеличивается и теперь уже твердый висмут плотно закупоривает макро и мезо трещины.
При остывании с температуры 271 ,3°С до температуры 100°С плотность висмута возрастает незначительно, - с 9,69 г/см3 (Т=271 ,3°С) до 9,78 г/см3 (Т=100°С).
В целом же, при нагреве и остывании в интервале указанных температур, - от 100°С до 500°С, объем висмута в силу теплового расширения или сжатия изменяется в пределах, примерно, 3%, а от 100°С до 600°С, - в пределах 4%.
Промышленная применимость Использование заявленного пакера как по первому, так и по второму вариантам, обеспечивает формирование в затрубном пространстве достаточно прочного и непроницаемого изоляционного экрана в форме металлизированного камня, обладающего высокой закупоривающей способностью как флюидопроводящих каналов в цементном кольце 1 1 и в окружающей горной породе 12, так и в зонах контактов «цемент-стенка обсадной колонны» и «цемент-горная порода».
Сформированный изоляционный экран в форме металлизированного камня надежно изолирует газонефтеводоносные пласты и предотвращает перетоки в околоскважинном пространстве при давлении рабочего агента в пределах 100 МПа и при его температуре в пределах 1000 °С.

Claims

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
ЬЗаколонный пакер, включающий пакерующий модуль (3), состоящий из пакерующих элементов (1 ), размещенных на наружной поверхности обсадной трубы (5), отличающийся тем, что каждый пакерующий элемент(1) представляет собой основу из металла или сплава, имеющего температуру плавления не выше 700°С, и введенные в основу наполнители, температура плавления которых выше температуры подаваемого в призабойную зону рабочего агента, причем в качестве металла основы, как минимум, одного пакерующего элемента (1) использован висмут.
2.3аколонный пакер по п.1 , отличающийся тем, что пакерующие элементы (1) выполнены в виде сегментов.
З.Заколонный пакер по п.1 , отличающийся тем, что пакерующие элементы (1) выполнены в виде колец (1 1 ).
4.3аколонный пакер по п.1 , отличающийся тем, что в качестве наполнителя использована алюминиевая пудра ПАЛ -2, имеющая линейный размер частиц от 0,02 до 0,03 мм.
5.3аколонный пакер по п.1 , отличающийся тем, что в качестве наполнителя использованы наночастицы оксида алюминия, имеющие размер от 0,00002 до 0,0004 мм.
б.Заколонный пакер по п.1 , отличающийся тем, что в качестве наполнителя использованы наночастицы оксидов железа (FeO, Fe203 и Fe304).
7.3аколонный пакер по п.1 , отличающийся тем, что в качестве наполнителя использованы дискретные базальтовые волокна (УТБ, МТБ и СТБ), имеющие размер поперечного сечения от 0,5 до 3 мкм.
8. Заколонный пакер по п.1, отличающийся тем, что между установленными на наружной поверхности обсадной трубы пакетирующими элементами размещены проставки (16).
9. Заколонный пакер по п.8, отличающийся тем, что проставки( 16) выполнены в виде колец из титана.
10. Заколонный пакер, включающий пакерующий модуль (3), состоящий из пакерующих элементов (1), размещенных на наружной поверхности обсадной трубы (5), отличающийся тем, что пакер оснащен дополнительными пакетирующими модулями, пакерующие модули (3) размещены на наружной поверхности обсадной трубы (5), последовательно, один под другим, причем пакерующие элементы нижнего модуля имеют более высокую температуру плавления, по сравнению с пакетирующими элементами среднего модуля, а пакерующие элементы верхнего модуля имеют температуру плавления ниже температуры плавления пакерующих элементов среднего модуля, которые выполнены из висмута.
PCT/RU2017/000495 2017-06-08 2017-07-06 Заколонный пакер (варианты) WO2018226114A1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2017120199 2017-06-08
RU2017120199A RU2660951C1 (ru) 2017-06-08 2017-06-08 Заколонный пакер (варианты)

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2018226114A1 true WO2018226114A1 (ru) 2018-12-13

Family

ID=62916803

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/RU2017/000495 WO2018226114A1 (ru) 2017-06-08 2017-07-06 Заколонный пакер (варианты)

Country Status (2)

Country Link
RU (1) RU2660951C1 (ru)
WO (1) WO2018226114A1 (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN113565493A (zh) * 2020-04-28 2021-10-29 中国石油天然气集团有限公司 风险数据的评估处理方法和油层套管保护结构

Families Citing this family (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2704404C1 (ru) * 2018-12-13 2019-10-28 Отто Гуйбер Устройство для разделения ствола скважины на изолированные друг от друга участки

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU1357540A1 (ru) * 1985-07-11 1987-12-07 Научно-производственное объединение по термическим методам добычи нефти "Союзтермнефть" Способ разобщени межтрубного пространства скважины
RU16293U1 (ru) * 2000-06-19 2000-12-20 Открытое акционерное общество Научно-производственное объединение "Интенсификация" Пакер для скважин
RU2595017C1 (ru) * 2015-06-17 2016-08-20 Владимир Георгиевич Кирячек Устройство для разобщения отдельных участков ствола скважины
WO2016182661A1 (en) * 2015-05-13 2016-11-17 Baker Hughes Incorporated Wear-resistant and self-lubricant bore receptacle packoff tool
RU2609514C2 (ru) * 2015-07-08 2017-02-02 Александр Витальевич Кудряшов Способ формирования блокирующей пробки в скважине

Family Cites Families (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2282711C1 (ru) * 2004-12-28 2006-08-27 Открытое акционерное общество "Газпром" (ОАО "Газпром") Заколонный пакер

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU1357540A1 (ru) * 1985-07-11 1987-12-07 Научно-производственное объединение по термическим методам добычи нефти "Союзтермнефть" Способ разобщени межтрубного пространства скважины
RU16293U1 (ru) * 2000-06-19 2000-12-20 Открытое акционерное общество Научно-производственное объединение "Интенсификация" Пакер для скважин
WO2016182661A1 (en) * 2015-05-13 2016-11-17 Baker Hughes Incorporated Wear-resistant and self-lubricant bore receptacle packoff tool
RU2595017C1 (ru) * 2015-06-17 2016-08-20 Владимир Георгиевич Кирячек Устройство для разобщения отдельных участков ствола скважины
RU2609514C2 (ru) * 2015-07-08 2017-02-02 Александр Витальевич Кудряшов Способ формирования блокирующей пробки в скважине

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN113565493A (zh) * 2020-04-28 2021-10-29 中国石油天然气集团有限公司 风险数据的评估处理方法和油层套管保护结构

Also Published As

Publication number Publication date
RU2660951C1 (ru) 2018-07-11

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US8267173B2 (en) Open hole completion apparatus and method for use of same
US20040007829A1 (en) Downhole seal assembly and method for use of same
US20110036570A1 (en) Method and apparatus for well casing shoe seal
ITMI952418A1 (it) Metodo per l&#39;esclusione sotterranea di fluidi
CA2955922A1 (en) Degradable wellbore isolation devices with large flow areas
GB2398582A (en) System and method for maintaining zonal isolation in a wellbore
RO132929A2 (ro) Inel de limitare a extrudării pentru dispozitive de izolare a găurii de sondă
US10294761B2 (en) Erosion modules for sand screen assemblies
RU2660951C1 (ru) Заколонный пакер (варианты)
RU2494240C1 (ru) Способ разработки залежей высоковязкой нефти или битумов
RU2653156C1 (ru) Заколонный пакер (варианты)
US9494000B2 (en) Methods of maintaining sufficient hydrostatic pressure in multiple intervals of a wellbore in a soft formation
RU2379472C1 (ru) Способ ремонтно-изоляционных работ в горизонтальном участке ствола скважины
RU2704404C1 (ru) Устройство для разделения ствола скважины на изолированные друг от друга участки
US11326420B2 (en) Gravel pack flow control using swellable metallic material
US11377923B2 (en) Isolation device with inner mandrel removed after setting
US20150027705A1 (en) Method for Zone Isolation in a Subterranean Well
CN211715095U (zh) 一种用于完井管柱临时封井的陶瓷破裂盘装置
RU2726718C1 (ru) Способ заканчивания скважин
WO2021066642A1 (en) Method for plugging wellbores in the earth
RU2730146C1 (ru) Чашечный пакер осевого действия
RU2607485C1 (ru) Манжетный разобщитель пластов
RU2382170C1 (ru) Способ изоляции негерметичности обсадной колонны газовых и газоконденсатных скважин
TEODORIU et al. Can Geothermal Wells Go Cementless?
CN116291307B (zh) 一种油气井双液法堵漏方法

Legal Events

Date Code Title Description
121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 17912684

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

122 Ep: pct application non-entry in european phase

Ref document number: 17912684

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1