WO2019031214A1 - プラグ、保持部材、および当該プラグを用いた坑井掘削方法 - Google Patents

プラグ、保持部材、および当該プラグを用いた坑井掘削方法 Download PDF

Info

Publication number
WO2019031214A1
WO2019031214A1 PCT/JP2018/027526 JP2018027526W WO2019031214A1 WO 2019031214 A1 WO2019031214 A1 WO 2019031214A1 JP 2018027526 W JP2018027526 W JP 2018027526W WO 2019031214 A1 WO2019031214 A1 WO 2019031214A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
plug
socket
elastic member
outer peripheral
holding member
Prior art date
Application number
PCT/JP2018/027526
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
征志郎 小林
輝明 吉井
Original Assignee
株式会社クレハ
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 株式会社クレハ filed Critical 株式会社クレハ
Priority to CN201880031337.5A priority Critical patent/CN110651099B/zh
Priority to US16/617,282 priority patent/US11066895B2/en
Priority to CA3063838A priority patent/CA3063838C/en
Priority to GB1917577.7A priority patent/GB2581236B/en
Publication of WO2019031214A1 publication Critical patent/WO2019031214A1/ja
Priority to US17/347,295 priority patent/US12000232B2/en

Links

Images

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
    • E21B33/12—Packers; Plugs
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
    • E21B33/12—Packers; Plugs
    • E21B33/128—Packers; Plugs with a member expanded radially by axial pressure
    • 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
    • E21B2200/00—Special features related to earth drilling for obtaining oil, gas or water
    • E21B2200/08—Down-hole devices using materials which decompose under well-bore conditions
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
    • E21B33/12—Packers; Plugs
    • E21B33/1208—Packers; Plugs characterised by the construction of the sealing or packing means
    • E21B33/1216—Anti-extrusion means, e.g. means to prevent cold flow of rubber packing
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
    • E21B33/12—Packers; Plugs
    • E21B33/129—Packers; Plugs with mechanical slips for hooking into the casing
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
    • E21B33/12—Packers; Plugs
    • E21B33/129—Packers; Plugs with mechanical slips for hooking into the casing
    • E21B33/1293—Packers; Plugs with mechanical slips for hooking into the casing with means for anchoring against downward and upward movement
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F16—ENGINEERING ELEMENTS AND UNITS; GENERAL MEASURES FOR PRODUCING AND MAINTAINING EFFECTIVE FUNCTIONING OF MACHINES OR INSTALLATIONS; THERMAL INSULATION IN GENERAL
    • F16J—PISTONS; CYLINDERS; SEALINGS
    • F16J15/00—Sealings
    • F16J15/02—Sealings between relatively-stationary surfaces
    • F16J15/06—Sealings between relatively-stationary surfaces with solid packing compressed between sealing surfaces
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F16—ENGINEERING ELEMENTS AND UNITS; GENERAL MEASURES FOR PRODUCING AND MAINTAINING EFFECTIVE FUNCTIONING OF MACHINES OR INSTALLATIONS; THERMAL INSULATION IN GENERAL
    • F16J—PISTONS; CYLINDERS; SEALINGS
    • F16J15/00—Sealings
    • F16J15/02—Sealings between relatively-stationary surfaces
    • F16J15/06—Sealings between relatively-stationary surfaces with solid packing compressed between sealing surfaces
    • F16J15/10—Sealings between relatively-stationary surfaces with solid packing compressed between sealing surfaces with non-metallic packing

Definitions

  • the present invention relates to a plug and a holding member used for well drilling, and a well drilling method using the plug.
  • a variety of tools have been developed to block and secure the wellbore for mining shale oil and gas by hydraulic fracturing and the like.
  • a downhole plug is known as one of these downhole tools.
  • One of the functions of the downhole plug is that a predetermined member constituting the downhole plug abuts against the inner wall of the wellbore, the downhole plug is fixed to the wellbore, and the downhole plug is constructed.
  • the wellbore is closed by an elastic member or the like (for example, Patent Document 1).
  • FIG. 6 and 7 are reference diagrams for explaining the problems of the conventional downhole plug.
  • FIG. 6 is a view schematically showing a part of an axial cross section of a conventional downhole plug.
  • FIG. 7 is a view showing a part of the downhole plug shown in FIG. 6 and 7 show the axial direction of the downhole plug as the left-right direction in the drawing, but in actual use, the axial direction of the downhole plug is that of the wellbore. It may be arranged along the depth direction. Further, in FIG. 7, the shapes of some members shown in FIG. 6 are simplified.
  • the downhole plug 100 includes a mandrel 101, an elastic member 102, a holding member 103 disposed adjacent to the elastic member 102 on one side of the elastic member 102, an elastic member 102, and It comprises cones 104 and 105 disposed so as to sandwich the holding member 103, a pair of slips 106a and 106b, and a pair of ring members 107a and 107b.
  • the downhole plug 100 is installed in a wellbore (not shown) and in a casing 20 disposed inside the wellbore as shown in FIG. 7A.
  • the elastic member 102 is deformed along with the reduction of the gap between the cone 105 and the holding member 103 by moving the mandrel 101 along the axial direction.
  • the elastic member 102 extends outward in the circumferential direction of the axis of the mandrel 101.
  • the elastic member 102 abuts on the casing 20, the space between the downhole plug 100 and the casing 20 is closed.
  • the well bore is closed by setting a ball or the like in the axial hollow portion of the mandrel 101.
  • the fluid is fed at high pressure from the side of the cone 105 into the closed section to perform hydraulic fracturing which causes the production layer to crack.
  • the elastic member 102 when the deformation of the elastic member 102 is not controlled, when the elastic member 102 is deformed by the pressure applied to the cone 105, as shown by an arrow in FIG. Is inserted between the mandrel 101 and the holding member 103. Then, the elastic member 102 inserted between the mandrel 1 and the holding member 103 causes tightening or tension of the mandrel 101. As a result, the mandrel 101 may be deformed or other parts (not shown) constituting the downhole plug may be broken.
  • the holding member 103 described above may be integrated with the cone 104.
  • a downhole plug having such a configuration will be described with reference to FIG.
  • FIG. 8 is another embodiment of the conventional downhole plug, schematically showing a part of the axial cross section of the downhole plug.
  • members having the same functions as those shown in FIG. 6 have the same reference numerals, and the description thereof will be omitted.
  • the holding part 203 is formed as an integrated part of the holding part 103 and the cone 104 shown in FIG. 6. Even in such a downhole plug 200, the same problem as the above-described downhole plug 100 (see FIG. 6) occurs.
  • the present invention has been made in view of the above problems, and an object of the present invention is a plug for well drilling, in which a member constituting the plug is broken or the like when the well bore is closed. To provide a plug that does not affect.
  • a plug concerning the present invention is a plug which has a function to block a wellbore provided in a well at the time of excavation, and is a hollow cylindrical member, and an outer peripheral surface of a cylindrical member
  • the holding member has an annular inner portion in contact with the outer peripheral surface of the cylindrical member, and has an inner diameter equal to or larger than that of the inner portion, and movably in the inner portion And an annular outer portion attached, and the outer portion has a surface facing the elastic member.
  • the present invention also provides a holding member for use in a plug having a function of closing a wellbore provided in a well at the time of drilling.
  • the holding member according to the present invention is an annular holding member used for a plug having a function of closing a well bore provided in a well at the time of drilling, wherein the plug is a hollow cylindrical member, a tubular An annular elastic member attached to the outer peripheral surface of the member and deformed under pressure is provided, and the holding member is an elastic member on the outer peripheral surface of the cylindrical member downstream of the pressure received by the elastic member. And the holding member is in contact with the outer peripheral surface of the cylindrical member, has an inner diameter which is equal to or larger than the inner diameter, and which is equal to or larger than the inner diameter. And an annular outer portion movably attached to the portion, the outer portion having a surface that is to be opposed to the elastic member.
  • the invention further provides a well drilling method.
  • a well drilling method according to the present invention uses the plug according to the present invention.
  • FIG. 4 schematically illustrates a portion of an axial cross section of a downhole plug according to an embodiment of the present invention. It is a cross-sectional perspective view of the socket inner part which concerns on one Embodiment of this invention, and a socket outer part.
  • the downhole plug which concerns on one Embodiment of this invention, it is a figure which shows typically a mode that a rubber deform
  • FIG. 7 schematically shows a part of an axial cross section of the downhole plug according to the first alternative embodiment of the present invention.
  • FIG. 8 schematically shows a part of an axial cross section of the downhole plug according to the second alternative embodiment of the present invention.
  • FIG. 7 schematically shows a portion of an axial cross section of a conventional downhole plug. It is a figure which shows a part of downhole plug shown in FIG. 6, (a) is after applying a pressure, (b) is after applying a pressure.
  • FIG. 7 is a view schematically showing a part of an axial cross section of the downhole plug, which is another aspect of the conventional downhole plug.
  • FIG. 1 is a view schematically showing a part of an axial cross section of the downhole plug according to the present embodiment.
  • the downhole plug 10 includes a mandrel 1 (cylindrical member), a seal member (elastic member) 2, a socket (holding member) 3, cones 4 and 5, and a pair of slips 6a, 6b and a pair of ring-shaped fixing members 7a and 7b.
  • the axial direction of the downhole plug is shown as the left-right direction in the drawing for convenience of explanation, in the actual use, the axial direction of the downhole plug is the depth of the wellbore It may be arranged along the direction.
  • the downhole plug 10 is a tool for well drilling used to close and fix a wellbore (not shown).
  • the mandrel 1 is a member for securing the strength of the downhole plug 10, and has a hollow shape.
  • the seal member 2 is an annular rubber member, and is mounted on the axially outer peripheral surface of the mandrel 1 between the socket 3 and the cone 5. The seal member 2 deforms when the downhole plug 10 receives pressure.
  • the sealing member 2 is preferably made of a material that does not lose the function of closing the well bore by the sealing member 2 even under an environment of high temperature and high pressure, for example. Examples of preferable materials for forming the seal member 2 include nitrile rubber, hydrogenated nitrile rubber, acrylic rubber, and fluororubber.
  • degradable rubbers such as aliphatic polyester rubbers, polyurethane rubbers, natural rubbers, polyisoprenes, acrylic rubbers, aliphatic polyester rubbers, polyester thermoplastic elastomers, or polyamide thermoplastic elastomers can be used.
  • the socket 3 is an annular member, and is mounted on the axially outer peripheral surface of the mandrel 1 on the downstream side of the pressure received by the seal member 2 adjacent to the seal member.
  • the socket 3 includes an annular socket inner portion 31 and a socket outer portion 32.
  • the socket outer portion 32 is movably attached to the socket inner portion 31. The details of the socket 3 will be described later.
  • the cones 4 and 5 are formed so that the slips 6a and 6b slide on the respective inclined surfaces of the cones 4 and 5 when pressure is applied to the seal member 2 side with respect to the pair of slips 6a and 6b. There is.
  • the fixing members 7a and 7b are annular members, and fix the positions of the slips 6a and 6b with respect to the axial direction of the mandrel 1.
  • the fixing members 7 a and 7 b are disposed adjacent to the slips 6 a and 6 b on the outer peripheral surface of the mandrel 1.
  • the socket 3, the cones 4 and 5, the pair of slips 6a and 6b, and the pair of fixing members 7a and 7b for example, metal such as aluminum, steel, or stainless steel Materials, fibers, wood, composites, resins and the like can be mentioned.
  • the mandrel 1 may be formed of, for example, a composite material containing a reinforcing agent such as carbon fiber, specifically, for example, a composite material containing a polymer such as an epoxy resin and a phenol resin.
  • the mandrel 1, the socket 3, the cones 4 and 5, the pair of slips 6 a and 6 b, and the pair of fixing members 7 a and 7 b are preferably formed of a degradable resin or a degradable metal, respectively. This facilitates removal of the downhole plug 10 after well processing using the downhole plug 10.
  • degradable resin or degradable metal refers to biodegradation or hydrolysis, dissolution in water or hydrocarbon in the well, or decomposition or embrittlement by any chemical method, and thus easily It means a resin or metal that can be disintegrated.
  • degradable resins examples include hydroxycarboxylic acid-based aliphatic polyesters such as polylactic acid (PLA) and polyglycolic acid (PGA), lactone-based aliphatic polyesters such as poly-caprolactone (PCL), polyethylene succinate and polybutylene Diol-dicarboxylic acid-based aliphatic polyesters such as succinate, copolymers thereof such as glycolic acid / lactic acid copolymers, and mixtures thereof, and fats used in combination with aromatic components such as polyethylene adipate / terephthalate Family polyester and the like.
  • hydroxycarboxylic acid-based aliphatic polyesters such as polylactic acid (PLA) and polyglycolic acid (PGA)
  • lactone-based aliphatic polyesters such as poly-caprolactone (PCL)
  • examples of the water-soluble resin include polyvinyl alcohol, polyvinyl butyral, polyvinyl formal, polyacrylamide (may be substituted with N, N), polyacrylic acid, polymethacrylic acid, etc.
  • Copolymers for example, ethylene / vinyl alcohol copolymer (EVOH), acrylamide / acrylic acid / methacrylic acid interpolymer, etc. may be mentioned.
  • decomposable metals include alloys containing magnesium, aluminum, calcium or the like as a main component.
  • FIG. 2 is a cross-sectional perspective view of the socket inner portion 31 and the socket outer portion 32 shown in FIG.
  • FIG. 3 is a view schematically showing how the seal member 2 is deformed in the downhole plug 10 shown in FIG.
  • FIGS. 2 and 3 show the axial direction of the downhole plug as the left and right direction on the paper surface, but in actual use, the axial direction of the downhole plug is the depth of the wellbore It may be arranged along the direction.
  • the socket outer portion 32 is movably attached to the socket inner portion 31. More specifically, the socket outer portion 32 is movably attached to the socket inner portion 31 on the seal member 2 side of the socket inner portion 31 in the axial direction. In the present embodiment, the socket outer portion 32 is attached to the socket inner portion 31 by sandwiching the socket outer portion 32 with the socket inner portion 31 and the seal member 2. Therefore, the socket outer portion 32 has a surface 322 facing the seal member 2.
  • the socket outer portion 32 has an inner diameter larger than that of the socket inner portion 31. Therefore, in the socket 3, only the socket inner portion 31 is in contact with the mandrel 1, and the socket outer portion 32 is not in contact with the mandrel 1. On the other hand, the outer diameter of the socket inner portion 31 and the outer diameter of the socket outer portion 32 are the same.
  • the socket 3 attached to the downstream side of the pressure is the seal member 2.
  • the seal member 2 is pressed against the surface 322 of the socket outer portion 32 facing the seal member 2, and when a force is applied, the socket outer portion 32 deforms so that the diameter of the socket outer portion 32 expands.
  • the socket outer portion 32 slides on the socket inner portion 31 to change the form of the socket 3.
  • the socket outer portion 32 is preferably made of a material that can change its diameter so as to expand when it receives pressure from the seal member 2.
  • the socket outer portion 32 is formed of PGA.
  • the inner peripheral edge 311 of the socket inner portion 31 in contact with the mandrel 1 protrudes toward the seal member 2 side.
  • the tip of the projecting portion is in contact with the mandrel 1 and protrudes toward the seal member 2 side. That is, the entire inner peripheral surface of the socket inner portion 31 is in contact with the mandrel 1 including the projecting portion. Therefore, it is possible to effectively prevent a part of the seal member 2 deformed under the pressure in the direction of the socket 3 from entering between the socket inner portion 31 and the mandrel 1. Therefore, it is possible to prevent deformation or breakage of the mandrel 1 caused by the seal member 2 entering between the socket 3 and the mandrel 1 and further the other members constituting the downhole plug 10.
  • the side in contact with the socket 3 in the sealing member 2 is formed by the inner peripheral edge 311 of the socket inner portion 31 and the outer peripheral edge 321 of the socket outer portion 32 protruding. It has entered the recess between the inner peripheral edge 311 and the outer peripheral edge 321. Therefore, when the seal member 2 receives a load and deforms in a wellbore (not shown), the seal member 2 can be pressed against the socket 3 with a smaller load. Therefore, the well bore can be closed with less load.
  • the outer diameter of the socket inner part 31 and the outer diameter of the socket outer part 32 are the same, it is not limited to this.
  • the outer diameter of the socket outer portion 32 may be larger than the outer diameter of the socket inner portion 31.
  • the outer peripheral surface of the socket 3 is formed only by the socket outer portion 32.
  • the outer diameter of the socket outer portion 32 may be smaller than the outer diameter of the socket inner portion 31. In this case, the outer peripheral surface of the socket 3 is formed only by the socket inner portion 32.
  • At least one of the socket inner portion 31 and the socket outer portion 32 may be configured by two or more parts. That is, the socket 3 may be configured by three or more parts.
  • the socket 3 may be provided in contact with the seal member 2 also on the upstream side where pressure is applied. That is, the socket 3 may be provided also between the cone 5 and the seal member 2 so that the seal member 2 is sandwiched between the two sockets.
  • a socket outer (not shown) may have an inner diameter equal to that of the socket inner, and may be movably attached to the socket inner.
  • downhole plug according to the present embodiment may be implemented as the first or second alternative mode described below.
  • the socket inner 32 and the cone 4 in the downhole plug 10 shown in FIG. 1 may be integrated.
  • a downhole plug having such a configuration will be described with reference to FIG.
  • FIG. 4 is a view schematically showing a part of an axial cross section of the downhole plug according to the first alternative embodiment.
  • FIG. 4 shows the axial direction of the downhole plug as the left-right direction in the drawing, but in actual use, the axial direction of the downhole plug is in the depth direction of the wellbore It may be arranged along the way.
  • members having the same functions as those shown in FIG. 1 are given the same reference numerals, and the description thereof is omitted.
  • the socket inner 33 is formed such that the socket inner 31 and the cone 4 shown in FIG. 1 are integrated. That is, the cone is also configured to have the role of a socket, specifically, a socket inner. Therefore, the structure of the seal member 2 side of the inner peripheral edge of the cone has the structure of the seal member 2 side of the inner peripheral edge of the socket described above. The same effect as that of the downhole plug 1 (see FIG. 1) can be obtained even with such downhole plug 53.
  • the inner diameter of the socket outer may be the same as the inner diameter of the socket inner.
  • a downhole plug having such a configuration will be described with reference to FIG.
  • FIG. 5 is a view schematically showing a part of an axial cross section of the downhole plug according to the second alternative embodiment.
  • FIG. 5 shows the axial direction of the downhole plug as the left-right direction in the drawing, but in actual use, the axial direction of the downhole plug is in the depth direction of the wellbore It may be arranged along the way.
  • members having the same functions as those shown in FIG. 1 are given the same reference numerals, and the description thereof is omitted.
  • the inner diameter of the socket outer 34 is the same as the inner diameter of the socket inner 35.
  • the socket outer 34 has an outer diameter larger than that of the socket inner 35, and the socket inner 35 is disposed at a position to be sandwiched between the socket outer 34 and the seal member 2. The same effect as the downhole plug 1 can be obtained also by using such a downhole plug 63.
  • the socket outer may be integrated with the cone. That is, the cone may have a socket, more specifically, a socket outer.
  • FIG. 10 It may be similar to the conventional well drilling method using a downhole plug except using the downhole plug 10 as a downhole plug.
  • the deformation of the seal member 2 does not affect the members constituting the downhole plug, such as breakage. Therefore, well drilling can be performed efficiently.
  • the plug according to the present invention is a plug having a function of closing a well bore provided in a well at the time of drilling, and is attached to the hollow cylindrical member and the outer peripheral surface of the cylindrical member, A ring-shaped elastic member that receives and deforms, and a ring-shaped holding member that is attached adjacent to the elastic member on the downstream side of the pressure received by the elastic member on the outer circumferential surface of the cylindrical member;
  • the member has an annular inner portion in contact with the outer peripheral surface of the cylindrical member, and an annular outer portion having an inner diameter equal to or larger than the inner portion and movably attached to the inner portion And the outer portion has a surface facing the elastic member.
  • the elastic member and the holding member adjacent to the elastic member are provided on the outer peripheral surface of the hollow cylindrical member.
  • the holding member is located downstream of the pressure received by the elastic member. Therefore, when the elastic member is deformed under pressure in the wellbore, the holding member attached downstream of the pressure receives the deformation.
  • the holding member includes an annular inner portion and an annular outer portion, and the outer portion is movably attached to the inner portion. Therefore, the elastic member is pressed against the surface of the outer portion facing the elastic member, and when a force is applied, the outer portion moves and the form of the holding member changes. Thus, the force applied from the elastic member to the holding member can be dispersed, and breakage of the holding member can be prevented.
  • an inner peripheral edge of the inner portion in contact with the tubular member protrudes to the elastic member side.
  • the outer peripheral edge of the outer portion of the holding member protrudes toward the elastic member, and the inner peripheral edge and the outer peripheral edge of the holding member protrude from the elastic member in contact with the holding member. It is preferable that the indented portion between the inner peripheral edge and the outer peripheral edge formed by
  • the elastic member when the elastic member is deformed as the gap between the cone and the holding member is reduced in the wellbore, the elastic member can be pressed against the holding member with a smaller load. Therefore, the well bore can be closed with less load.
  • the holding member is formed of a degradable resin or a degradable metal.
  • the holding member can be disassembled after use of the plug, it is possible to save time and effort for recovering the holding member after use of the plug.
  • the present invention also provides a holding member for use in a plug having a function of closing a wellbore provided in a well at the time of drilling.
  • the holding member according to the present invention is an annular holding member used for a plug having a function of closing a well bore provided in a well at the time of drilling, wherein the plug is a hollow cylindrical member, a tubular An annular elastic member attached to the outer peripheral surface of the member and deformed under pressure is provided, and the holding member is an elastic member on the outer peripheral surface of the cylindrical member downstream of the pressure received by the elastic member. And the holding member is in contact with the outer peripheral surface of the cylindrical member, has an inner diameter which is equal to or larger than the inner diameter, and which is equal to or larger than the inner diameter. And an annular outer portion movably attached to the portion, the outer portion having a surface that is to be opposed to the elastic member.
  • the invention further provides a well drilling method.
  • a well drilling method according to the present invention uses the plug according to the present invention.
  • Example 1 ⁇ Formation of downhole plug (A)> As the downhole plug of Example 1, a downhole plug (A) having the configuration described in the above embodiment was prepared.
  • the mandrel, the seal member socket, the cone is PGA, the pair of slips and the pair of fixing members are magnesium alloy, and the seal member is polyurethane rubber.
  • the downhole plug of the first embodiment is the same as the downhole plug (A) except that a socket constituted by a single member although the inner peripheral edge and the outer peripheral edge of the socket protrude toward the sealing member is used as the downhole plug.
  • a downhole plug (B) having the following configuration was prepared. Then, the water pressure resistance test and the seal member outflow suppression effect were evaluated by the same procedure as in Example 1. The results are shown in Table 1.
  • Comparative Example 1 A downhole having a configuration similar to that of the downhole plug (A) except that a socket in which the inner peripheral edge of the socket does not protrude to the seal member side as shown in FIG. 4 is used as the downhole plug of Comparative Example 1 I prepared the plug (C). Then, the water pressure resistance test and the seal member outflow effect were evaluated by the same procedure as in Example 1. The results are shown in Table 1.
  • Example 1 In the downhole plugs of Example 1 and Reference Example 1, it was possible to maintain a sealed state at a water pressure of 10000 psi for 30 minutes or more. As a result of disassembling and confirming the downhole plug, it was confirmed that the outflow of the seal member to the inside of the socket was suppressed and breakage of the mandrel was suppressed. However, in the reference example 1, the damage of the socket was confirmed, and the outflow of the seal member due to this was observed.
  • the present invention can be used as a plug having a function of closing a well bore provided in a well at the time of drilling.

Landscapes

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

Abstract

坑井孔を閉塞する際に、プラグを構成する部材に対して破壊等の影響を与えないプラグを提供する。ダウンホールプラグ（１０）は、中空のマンドレル（１）と、マンドレル（１）の外周面に取り付けられており、圧力を受けて変形する環状のシール部材（２）と、マンドレル（１）の外周面において、シール部材（２）が受ける圧力の下流側に、シール部材（２）に隣接して取り付けられている環状のソケット（３）と、を備えている。ソケット（３）は、マンドレル（１）の外周面に接している、ソケットインナー部（３１）と、ソケットインナー部（３１）と同等またはソケットインナー部（３１）よりも大きな内径を有し、ソケットインナー部（３１）に可動的に取り付けられた環状のソケットアウター部（３２）と、を含んで構成されている。ソケットアウター部（３２）は、シール部材（２）に対向する面を有している。

Description

プラグ、保持部材、および当該プラグを用いた坑井掘削方法
　本発明は、坑井掘削に用いられるプラグおよび保持部材、ならびに当該プラグを使用した坑井掘削方法に関する。
　水圧破砕等によるシェールオイル・ガスを採掘するための坑井孔の閉塞および固定を行うために、ダウンホールツールと呼ばれる種々のツールが開発されている。これらダウンホールツールの１種として、ダウンホールプラグが知られている。このダウンホールプラグの機能の１つは、ダウンホールプラグを構成する所定の部材が坑井孔の内壁に当接し、ダウンホールプラグが坑井孔に固定されると共に、当該ダウンホールプラグを構成する弾性部材などにより坑井孔を閉塞する（例えば、特許文献１）。
米国特許出願公開２０１１／０２７７９８９号（２０１１年１１月１７日公開）
　ところで、弾性部材によって坑井孔を閉塞するダウンホールツールの場合、弾性部材の変形が制御されていないと、予期しない弾性部材の変形によって所望の効果が得られず、最悪の場合にはダウンホールプラグを構成する他の部品の破損を引き起こしてしまうという問題がある。この問題について、図６および７を用いて詳細に説明する。
　図６および７は、従来のダウンホールプラグの問題点を説明するための参考図である。図６は、従来のダウンホールプラグの軸方向の断面の一部分を概略的に示す図である。図７は、図６に示すダウンホールプラグの一部を示す図である。なお、説明の都合上、図６および７では、ダウンホールプラグの軸方向を紙面左右方向として示しているが、実際の使用時には、ダウンホールプラグは、ダウンホールプラグの軸方向が坑井孔の深さ方向に沿うようにして配置されることもある。また、図７においては、図６に示す一部の部材の形状を簡略化している。
　はじめに、図６に示すように、ダウンホールプラグ１００は、マンドレル１０１と、弾性部材１０２と、弾性部材１０２の一方側において弾性部材１０２に隣接して配置された保持部材１０３と、弾性部材１０２および保持部材１０３を挟むようにして配置されたコーン１０４，１０５と、一対のスリップ１０６ａ，１０６ｂと、一対のリング部材１０７ａ，１０７ｂとを備えている。
　ダウンホールプラグ１００は、坑井孔（図示せず）において、図７の（ａ）に示すように、坑井孔の内部に配置されたケーシング２０内に設置される。ダウンホールプラグ１００によって坑井孔を閉塞する際には、マンドレル１０１が軸方向に沿って移動することにより、コーン１０５と保持部材１０３との間隙が縮小することに伴い、弾性部材１０２は変形し、弾性部材１０２は、マンドレル１０１の軸の外周方向外側へと拡がる。そして弾性部材１０２がケーシング２０と当接することで、ダウンホールプラグ１００とケーシング２０間が閉塞される。その後、マンドレル１０１の軸方向の中空部にボール等をセットすることにより坑井孔は閉塞される。次いで閉塞した区画内にコーン１０５側から流体を高圧で送入して、生産層に亀裂を生じさせる水圧破砕を行う。
　ところが、弾性部材１０２の変形が制御されていない場合には、コーン１０５に加えられた圧力によって弾性部材１０２が変形した際に、図７の（ｂ）中、矢印で示すように、弾性部材１０２がマンドレル１０１と保持部材１０３との間に入り込んでしまう。そうすると、マンドレル１と保持部材１０３との間に入り込んだ弾性部材１０２によって、マンドレル１０１の締め付けまたは引張が起こる。その結果、マンドレル１０１に変形が生じたり、あるいは、ダウンホールプラグを構成する他の部品（図示せず）が破損してしまう虞がある。
　なお、上述した保持部材１０３は、コーン１０４と一体化していることもある。このような構成を備えたダウンホールプラグについて、図８を参照して説明する。
　図８は、従来のダウンホールプラグの別様態であって、ダウンホールプラグの軸方向の断面の一部を概略的に示す図である。なお、説明の便宜上、図６に示したものと同じ機能を有する部材は同じ参照符号を付して、その説明を省略する。
　図８に示すように、ダウンホールプラグ２００において、保持部２０３は、図６に示した保持部１０３とコーン１０４とが一体化したものとして形成されている。このようなダウンホールプラグ２００にあっても、上述したダウンホールプラグ１００（図６参照）と同様の問題が生じる。
　本発明は上記の問題点に鑑みてなされたものであり、その目的は、坑井掘削用のプラグであって、坑井孔を閉塞する際に、プラグを構成する部材に対して破壊等の影響を与えないプラグを提供することにある。
　上記課題を解決するために、本発明に係るプラグは、掘削時の坑井に設けられる坑井孔を閉塞させる機能を有するプラグであって、中空の筒状部材と、筒状部材の外周面に取り付けられており、圧力を受けて変形する環状の弾性部材と、筒状部材の外周面において、弾性部材が受ける圧力の下流側に、弾性部材に隣接して取り付けられている環状の保持部材と、を備えており、保持部材は、筒状部材の外周面に接している、環状のインナー部と、インナー部と同等または上記インナー部よりも大きな内径を有し、インナー部に可動的に取り付けられた環状のアウター部と、を含んで構成されており、アウター部は、上記弾性部材に対向する面を有している。
　本発明はまた、掘削時の坑井に設けられる、坑井孔を閉塞させる機能を有するプラグに用いられる保持部材を提供する。本発明に係る保持部材は、掘削時の坑井に設けられる坑井孔を閉塞させる機能を有するプラグに用いられる、環状の保持部材であって、プラグは、中空の筒状部材と、筒状部材の外周面に取り付けられており、圧力を受けて変形する環状の弾性部材とを備えており、保持部材は、筒状部材の外周面において、弾性部材が受ける圧力の下流側に、弾性部材に隣接して取り付けられるものであり、保持部材は、筒状部材の外周面に接することになる、環状のインナー部と、上記インナー部と同等または上記インナー部よりも大きな内径を有し、インナー部に可動的に取り付けられた環状のアウター部と、を含んで構成されており、アウター部は、上記弾性部材に対向することになる面を有している。
　本発明はさらに、坑井掘削方法を提供する。本発明に係る坑井掘削方法は、本発明に係るプラグを用いるものである。
　本発明によれば、坑井孔を閉塞する際に、プラグを構成する部材に対して破壊等の影響を与えないプラグを提供することができる。
本発明の一実施形態に係るダウンホールプラグの軸方向の断面の一部分を概略的に示す図である。 本発明一実施形態に係るソケットインナー部およびソケットアウター部の断面斜視図である。 本発明の一実施形態に係るダウンホールプラグにおいて、ラバーが変形する様子を模式的に示す図であり、（ａ）は圧力を加える前、（ｂ）は圧力を加えた後を示している。 本発明の第一の別態様に係るダウンホールプラグの軸方向の断面の一部を概略的に示す図である。 本発明の第二の別態様に係るダウンホールプラグの軸方向の断面の一部を概略的に示す図である。 従来のダウンホールプラグの軸方向の断面の一部分を概略的に示す図である。 図６に示すダウンホールプラグの一部を示す図であり、（ａ）は圧力を加える前、（ｂ）は圧力を加えた後を示している。 従来のダウンホールプラグの別態様であって、ダウンホールプラグの軸方向の断面の一部を概略的に示す図である。
　〔ダウンホールプラグ〕
　はじめに、本発明に係るダウンホールプラグ（プラグ）およびソケット（保持部材）の一実施形態について、図に基づいて説明する。
　図１は、本実施形態に係るダウンホールプラグの軸方向断面の一部分を概略的に示す図である。図１に示すように、ダウンホールプラグ１０は、マンドレル１（筒状部材）と、シール部材（弾性部材）２と、ソケット（保持部材）３と、コーン４，５と、一対のスリップ６ａ，６ｂと、一対のリング状固定部材７ａ，７ｂとを備えている。
　なお、説明の都合上、図１では、ダウンホールプラグの軸方向を紙面左右方向として示しているが、実際の使用時には、ダウンホールプラグは、ダウンホールプラグの軸方向が坑井孔の深さ方向に沿うようにして配置されることもある。
　ダウンホールプラグ１０は、坑井孔（図示せず）の閉塞および固定を行うために用いられる坑井掘削用の工具である。
　マンドレル１は、ダウンホールプラグ１０の強度を確保するための部材であって、中空形状を有している。
　シール部材２は、環状のゴム部材であって、ソケット３とコーン５との間において、マンドレル１の軸方向外周面上に取り付けられている。シール部材２は、ダウンホールプラグ１０が圧力を受けると変形する。シール部材２は、例えば高温高圧下の環境下においても、シール部材２による坑井孔の閉塞機能が失われない材料から形成されていることが好ましい。シール部材２を形成する好ましい材料としては、例えばニトリルゴム、水素化ニトリルゴム、アクリルゴム、およびフッ素ゴム等が挙げられる。また、肪族ポリエステル系ゴム、ポリウレタンゴム、天然ゴム、ポリイソプレン、アクリルゴム、脂肪族ポリエステルゴム、ポリエステル系熱可塑性エラストマー、またはポリアミド系熱可塑性エラストマー等の分解性ゴムを使用することができる。
　ソケット３は、環状の部材であって、マンドレル１の軸方向外周面上において、シール部材２が受ける圧力の下流側に、シール部材に隣接して取り付けられている。
　本実施形態において、ソケット３は、環状のソケットインナー部３１およびソケットアウター部３２を含んでいる。ソケットアウター部３２は、ソケットインナー部３１に可動的に取り付けられている。なお、ソケット３の詳細については後述する。
　コーン４，５は、一対のスリップ６ａ，６ｂに対してシール部材２側へと圧力が加えられる場合に、スリップ６ａ，６ｂがコーン４，５それぞれの傾斜面を摺動するように形成されている。
　固定部材７ａ，７ｂは、環状部材であって、マンドレル１の軸方向に対するスリップ６ａ，６ｂの位置を固定するものである。固定部材７ａ，７ｂは、マンドレル１の外周面上において、スリップ６ａ，６ｂに隣接して配置されている。
　本実施形態において、マンドレル１、ソケット３、コーン４，５、一対のスリップ６ａ，６ｂ、および一対の固定部材７ａ，７ｂを形成する材料としては、例えば、アルミニウム、スチール、またはステンレス鋼等の金属材料、繊維、木、複合材および樹脂等が挙げられる。マンドレル１は、例えば炭素繊維等の強化剤を含有する複合材、具体的には、例えば、エポキシ樹脂及およびフェノール樹脂等の重合体を含有する複合材等によって形成されていてもよい。マンドレル１、ソケット３、コーン４，５、一対のスリップ６ａ，６ｂ、および一対の固定部材７ａ，７ｂは、それぞれ分解性樹脂または分解性金属によって形成されていることが好ましい。これにより、ダウンホールプラグ１０を用いて坑井処理を行った後に、ダウンホールプラグ１０の除去が容易となる。
　なお、本明細書において、「分解性樹脂または分解性金属」とは、生分解または加水分解、水または坑井内の炭化水素に溶解、さらには何らかの化学的な方法によって分解、脆化して簡単に崩壊させることのできる樹脂または金属を意味する。分解性樹脂としては、例えば、ポリ乳酸（ＰＬＡ）、ポリグリコール酸（ＰＧＡ）等のヒドロキシカルボン酸系脂肪族ポリエステル、ポリ－カプロラクトン（ＰＣＬ）等のラクトン系脂肪族ポリエステル、ポリエチレンサクシネートやポリブチレンサクシネート等のジオール・ジカルボン酸系脂肪族ポリエステル、これらの共重合体、例えば、グリコール酸・乳酸共重合体、並びに、これらの混合物、ポリエチレンアジペート／テレフタレート等の芳香族成分を組み合わせて使用する脂肪族ポリエステル等が挙げられる。
　また、水溶性樹脂としては、ポリビニルアルコール、ポリビニルブチラール、ポリビニルホルマール、ポリアクリルアミド（Ｎ，Ｎ置換物でもよい。）、ポリアクリル酸、ポリメタクリル酸等が挙げられ、これらの樹脂を形成する単量体の共重合体、例えば、エチレン・ビニルアルコール共重合体（ＥＶＯＨ）、アクリルアミド・アクリル酸・メタクリル酸インターポリマー等が挙げられる。
　分解性金属としては、例えば、マグネシウム、アルミニウム、カルシウム等を主成分とした合金等が挙げられる。
　続いて、図１に示したソケット３の構成について、図２と３を加えて詳細に説明する。
　図２は、図１に示したソケットインナー部３１およびソケットアウター部３２の断面斜視図である。図３は、図１に示すダウンホールプラグ１０において、シール部材２が変形する様子を模式的に示す図である。説明の都合上、図２および３は、ダウンホールプラグの軸方向を紙面左右方向として示しているが、実際の使用時には、ダウンホールプラグは、ダウンホールプラグの軸方向が坑井孔の深さ方向に沿うようにして配置されることもある。
　図２と３を参照して説明すると、上述したように、ソケットアウター部３２は、ソケットインナー部３１に可動的に取り付けられている。より具体的には、軸方向、ソケットインナー部３１のシール部材２側において、ソケットアウター部３２はソケットインナー部３１に可動的に取り付けられている。本実施形態においては、ソケットアウター部３２をソケットインナー部３１およびシール部材２で挟むことによって、ソケットアウター部３２がソケットインナー部３１に取り付けられた構成としている。そのため、ソケットアウター部３２は、シール部材２に対向する面３２２を有している。
　ソケットアウター部３２は、ソケットインナー部３１よりも大きな内径を有している。そのため、ソケット３においては、ソケットインナー部３１のみがマンドレル１と接しており、ソケットアウター部３２はマンドレル１とは接していない。一方、ソケットインナー部３１の外径とソケットアウター部３２の外径とは同じある。
　これにより、図３の（ａ）に示す状態において、シール部材２がコーン５からの圧力を受けてシール部材２が変形する際に、圧力の下流側に取り付けられたソケット３が、シール部材２の変形を受け止める。その際、ソケットアウター部３２のシール部材２に対向する面３２２にシール部材２が押し当てられ、力が加わると、ソケットアウター部３２の径が拡張するようにソケットアウター部３２が変形することで、ソケットアウター部３２がソケットインナー部３１上を摺動してソケット３の形態が変化する。これにより、シール部材２からソケット３に加わる力が分散し、ソケット３等のダウンホールプラグを構成する部材が破損することを防ぐことができる。
　このことから、ソケットアウター部３２は、シール部材２から圧力を受けた際に拡径するように変化し得る材質であることが好ましい。本実施形態では、ソケットアウター部３２は、ＰＧＡによって形成されている。
　本実施形態におけるダウンホールプラグ１０では、ソケットインナー部３１におけるマンドレル１と接する内周縁３１１は、シール部材２側に突出している。より詳細には、この突出部分の先端がマンドレル１と接しているようにして、シール部材２側に突出している。すなわち、突出部分も含め、ソケットインナー部３１の内周面全体がマンドレル１と接する構成を有している。そのため、ソケット３方向への圧力を受け変形したシール部材２の一部がソケットインナー部３１とマンドレル１との間に入り込むことを、効果的に防ぐことができる。したがって、シール部材２がソケット３とマンドレル１との間に入り込むことによって起因して生じるマンドレル１、さらにはダウンホールプラグ１０を構成する他の部材の変形または破損を防ぐことができる。
　さらに、本実施形態のダウンホールプラグ１０では、シール部材２におけるソケット３と接する側は、ソケットインナー部３１の内周縁３１１およびソケットアウター部３２の外周縁３２１が突出していることにより形成される、内周縁３１１と外周縁３２１との間の凹み部分に入り込んでいる。そのため、坑井孔内（図示せず）においてシール部材２が荷重を受けて変形する際に、より少ない荷重でシール部材２をソケット３に押し当てることができる。したがって、より少ない荷重で坑井孔の閉塞を行うことができる。
　なお、上述の実施形態にダウンホールプラグ１０では、ソケットインナー部３１の外径とソケットアウター部３２の外径とが同じであるが、これに限定されるものではない。例えば、ソケットアウター部３２の外径がソケットインナー部３１よりも大きな外径を有するものであってもよい。この場合、ソケット３の外周面は、ソケットアウター部３２のみによって形成される。また、ソケットアウター部３２の外径がソケットインナー部３１よりも小さな外径を有するものであってもよい。この場合、ソケット３の外周面は、ソケットインナー部３２のみによって形成される。
　さらに別の態様として、ソケットインナー部３１およびソケットアウター部３２の少なくとも一方が、２以上の部品によって構成されているものであってもよい。すなわち、ソケット３が３以上の部品によって構成されているものであってもよい。
　さらに別の態様として、ソケット３を、圧力をかける上流側においてもシール部材２と接するように設けてもよい。すなわち、コーン５とシール部材２との間にもソケット３を設け、シール部材２が二つのソケットに挟まれた構造としてもよい。
　本実施形態において、ダウンホールプラグの構成は、上述したダウンホールプラグ１０の構成に限定されない。したがって、本実施形態に係るダウンホールプラグにおいて、図示しないソケットアウターは、ソケットインナーと同等の内径を有し、ソケットインナーに可動的に取り付けられたものであってもよい。
　さらに本実施形態に係るダウンホールプラグは、以下に述べる第一または第二の別態様として実施してもよい。
　（第一の別態様）
　本実施形態に係るダウンホールプラグの第一の別態様において、図１に示したダウンホールプラグ１０におけるソケットインナー３２とコーン４とは一体となっていてもよい。このような構成を備えるダウンホールプラグについて、図４を参照して説明する。
　図４は、第一の別態様に係るダウンホールプラグの軸方向の断面の一部を概略的に示す図である。説明の都合上、図４は、ダウンホールプラグの軸方向を紙面左右方向として示しているが、実際の使用時には、ダウンホールプラグは、ダウンホールプラグの軸方向が坑井孔の深さ方向に沿うようにして配置されることもある。なお、説明の便宜上、図１に示したものと同じ機能を有する部材は同じ参照符号を付して、その説明を省略する。
　図４に示すように、ダウンホールプラグ５３において、ソケットインナー３３は、上述したように、図１に示したソケットインナー３１とコーン４とが一体化したものとして形成されている。すなわち、コーンにソケット、具体的にはソケットインナーの役割も持たせている構成である。したがって、コーンの内周縁のシール部材２側の構造が、上述したソケットの内周縁のシール部材２側の構造を有している。このようなダウンホールプラグ５３としても、ダウンホールプラグ１（図１参照）と同様の効果が得られる。
　（第二の別態様）
　本実施形態に係るダウンホールプラグの第二の別態様において、ソケットアウターの内径は、ソケットインナーの内径と同じであってもよい。このような構成を備えるダウンホールプラグについて、図５を参照して説明する。
　図５は、第二の別態様に係るダウンホールプラグの軸方向の断面の一部を概略的に示す図である。説明の都合上、図５は、ダウンホールプラグの軸方向を紙面左右方向として示しているが、実際の使用時には、ダウンホールプラグは、ダウンホールプラグの軸方向が坑井孔の深さ方向に沿うようにして配置されることもある。なお、説明の便宜上、図１に示したものと同じ機能を有する部材は同じ参照符号を付して、その説明を省略する。
　図５に示すように、ダウンホールプラグ６３において、ソケットアウター３４の内径は、ソケットインナー３５の内径と同じである。ソケットアウター３４はソケットインナー３５よりも大きな外径を有しており、ソケットインナー３５は、ソケットアウター３４とシール部材２とに挟まれる位置に配されている。このようなダウンホールプラグ６３としても、ダウンホールプラグ１と同様の効果が得られる。
　なお、本態様のダウンホールプラグにおいては、ソケットアウターがコーンと一体化したものであってもよい。すなわち、コーンにソケット、具体的にはソケットアウターの役割も持たせている構成であってもよい。
　〔坑井掘削方法〕
　本発明の一実施形態に係る坑井掘削方法は、上述のダウンホールプラグ１０を用いて坑井掘削を行うものである。ダウンホールプラグとしてダウンホールプラグ１０を用いる以外は、ダウンホールプラグを利用した従来の坑井掘削方法と同様であり得る。
　本実施形態によれば、坑井孔をシール部材２で閉鎖する際に、シール部材２の変形によって、ダウンホールプラグを構成する部材に対して破損等の影響が及ぶことはない。したがって、坑井掘削を効率良く行うことができる。
　〔まとめ〕
　本発明に係るプラグは、掘削時の坑井に設けられる坑井孔を閉塞させる機能を有するプラグであって、中空の筒状部材と、筒状部材の外周面に取り付けられており、圧力を受けて変形する環状の弾性部材と、筒状部材の外周面において、弾性部材が受ける圧力の下流側に、弾性部材に隣接して取り付けられている環状の保持部材と、を備えており、保持部材は、筒状部材の外周面に接している、環状のインナー部と、インナー部と同等または上記インナー部よりも大きな内径を有し、インナー部に可動的に取り付けられた環状のアウター部と、を含んで構成されており、アウター部は、上記弾性部材に対向する面を有している。
　上記構成によれば、中空の筒状部材の外周面に、弾性部材、および弾性部材に隣接する保持部材が設けられている。保持部材は、弾性部材が受ける圧力の下流側に位置している。そのため、坑井孔内において弾性部材が圧力を受けて変形する際に、圧力の下流側に取り付けられた保持部材が、この変形を受け止めることになる。ここで、保持部材は、環状のインナー部と、環状のアウター部とを含んで構成されており、アウター部は、インナー部に可動的に取り付けられている。そのため、アウター部の弾性部材に対向する面に弾性部材が押し当てられ、力が加わると、アウター部が動いて保持部材の形態が変化する。これにより、弾性部材から保持部材に加わる力が分散し、保持部材が破損することを防ぐことができる。
　また、本発明に係るプラグにおいて、インナー部における筒状部材と接する内周縁は、弾性部材側に突出していることが好ましい。
　上記構成によれば、保持部材方向への圧力を受け変形した弾性部材の一部が、保持部材のインナー部と筒状部材との間に入り込むことを防ぐことができる。したがって、弾性部材が保持部材と筒状部材との間に入り込むことに起因して生じる筒状部材の変形または破損を防ぐことができる。
　また、本発明に係るプラグにおいて、保持部材のアウター部における外周縁は、弾性部材側に突出しており、弾性部材における保持部材と接する側は、保持部材の上記内周縁および外周縁が突出していることにより形成される内周縁と外周縁との間の凹み部分に入り込んでいることが好ましい。
　上記構成によれば、坑井孔内においてコーンと保持部材の間隙が縮小することに伴い弾性部材が変形する際に、より少ない荷重で、弾性部材を保持部材に押し当てることができる。したがって、より少ない荷重で坑井孔の閉塞を行うことができる。
　また、本発明に係るプラグにおいて、保持部材が分解性樹脂または分解性金属で形成されていることが好ましい。
　上記構成によれば、プラグの使用後、保持部材が分解され得るため、プラグの使用後に保持部材を回収する手間を省くことができる。
　本発明はまた、掘削時の坑井に設けられる、坑井孔を閉塞させる機能を有するプラグに用いられる保持部材を提供する。本発明に係る保持部材は、掘削時の坑井に設けられる坑井孔を閉塞させる機能を有するプラグに用いられる、環状の保持部材であって、プラグは、中空の筒状部材と、筒状部材の外周面に取り付けられており、圧力を受けて変形する環状の弾性部材とを備えており、保持部材は、筒状部材の外周面において、弾性部材が受ける圧力の下流側に、弾性部材に隣接して取り付けられるものであり、保持部材は、筒状部材の外周面に接することになる、環状のインナー部と、上記インナー部と同等または上記インナー部よりも大きな内径を有し、インナー部に可動的に取り付けられた環状のアウター部と、を含んで構成されており、アウター部は、上記弾性部材に対向することになる面を有している。
　本発明はさらに、坑井掘削方法を提供する。本発明に係る坑井掘削方法は、本発明に係るプラグを用いるものである。
　本発明は上述した実施形態に限定されるものではなく、請求項に示した範囲で種々の変更が可能である。すなわち、請求項に示した範囲で適宜変更した技術的手段を組み合わせて得られる実施形態についても本発明の技術的範囲に含まれる。
　本発明に係るダウンホールプラグの効果を調べるために、以下の実験を行った。
　〔実施例１〕
　＜ダウンホールプラグ（Ａ）の形成＞
　実施例１のダウンホールプラグとして、上述の実施形態で説明した構成を備えるダウンホールプラグ（Ａ）を準備した。なお、マンドレル、シール部材ソケット、コーンはＰＧＡ、一対のスリップおよび一対の固定部材はマグネシウム合金、シール部材はポリウレタンゴムから形成した。
　＜耐水圧試験による評価＞
　ダウンホールプラグ（Ａ）を、アクチュエーションを実施してケーシング内に固定した。次に、ケーシング内を９３℃の温度に加熱しながら、ケーシング内に水を封入後、ポンプで１００００ｐｓｉ（約７０ＭＰａ）の水圧をダウンホールプラグ（Ａ）に対して印加し、ダウンホールプラグ（Ａ）が３０分以上水圧を保持可能であるかどうかを調べた。そして、ダウンホールプラグ（Ａ）が３０分以上水圧を保持可能であれば、良いとして「〇」と評価し、３０分以上水圧を保持することができなかった場合には悪いとして「×」と評価した。結果を表１に示す。
　＜シール部材流出抑制効果の評価＞
　耐水圧試験を実施後、ダウンホールプラグ（Ａ）におけるシール部材を目視で確認し、ソケットの破損によるシール部材の流出またはソケットとマンドレルとの間へのシール部材の侵入がみられなければ、シール部材の流出抑制効果あり「〇」とし、シール部材の流出または侵入がみられれば、シール部材の流出抑制効果なし「×」として評価した。結果を表１に示す。
　〔参考例１〕
　＜ダウンホールプラグ（Ｂ）の形成＞
　参考例１のダウンホールプラグとして、ソケットの内周縁および外周縁がシール部材側に突出しているものの単一の部材によって構成されているソケットを用いたこと以外は、ダウンホールプラグ（Ａ）と同様の構成を備えるダウンホールプラグ（Ｂ）を準備した。そして実施例１と同様の手順によって耐水圧試験およびシール部材流出抑制効果について評価した。結果を表１に示す。
　〔比較例１〕
　比較例１のダウンホールプラグとして、図４に示すような、ソケットの内周縁がシール部材側に突出していないソケットを用いたこと以外は、ダウンホールプラグ（Ａ）と同様の構成を備えるダウンホールプラグ（Ｃ）を準備した。そして実施例１と同様の手順によって耐水圧試験およびシール部材流出効果について評価した。結果を表１に示す。
Figure JPOXMLDOC01-appb-T000001
　実施例１および参考例１のダウンホールプラグでは、３０分以上にわたって、１００００ｐｓｉの水圧でシール状態を保持することが可能であった。ダウンホールプラグを分解して確認した結果、シール部材のソケット内側への流出が抑制され、マンドレルの破断が抑制できていることが確認された。ただし、参考例１では、ソケットの破損が確認され、これによるシール部材の流出が観察された。
　一方、比較例１のダウンホールプラグでは、３０分以上、１００００ｐｓｉの水圧でシール状態を保持することができなかった。ダウンホールプラグを分解して確認した結果、シール部材がソケット内側に流出しており、これによりマンドレルに締付が生じ、マンドレル破断を引き起こしていることが確認された。
　本発明は、掘削時の坑井に設けられる坑井孔を閉塞させる機能を有するプラグとして利用することができる。
１　マンドレル（筒状部材）
２　シール部材（弾性部材）
３　ソケット（保持部材）
４、５　コーン
６ａ、６ｂ　スリップ
７ａ、７ｂ　リング状固定部材
１０　ダウンホールプラグ（プラグ）
３１　ソケットインナー部
３２　ソケットアウター部
３２２　面

Claims (6)

  1. 　掘削時の坑井に設けられる坑井孔を閉塞させる機能を有するプラグであって、
    　中空の筒状部材と、
    　上記筒状部材の外周面に取り付けられており、圧力を受けて変形する環状の弾性部材と、
    　上記筒状部材の外周面において、上記弾性部材が受ける上記圧力の下流側に、上記弾性部材に隣接して取り付けられている環状の保持部材と、を備えており、
    　上記保持部材は、上記筒状部材の外周面に接している、環状のインナー部と、上記インナー部と同等または上記インナー部よりも大きな内径を有し、上記インナー部に可動的に取り付けられた環状のアウター部と、を含んで構成されており、
    　上記アウター部は、上記弾性部材に対向する面を有していることを特徴とするプラグ。
  2. 　上記インナー部における上記筒状部材と接する内周縁は、上記弾性部材側に突出していることを特徴とする請求項１に記載のプラグ。
  3. 　上記保持部材の上記アウター部における外周縁が、上記弾性部材側に突出しており、
    　上記弾性部材における上記保持部材と接する側は、上記保持部材の上記内周縁および上記外周縁が突出していることにより形成される上記内周縁と上記外周縁との間の凹み部分に入り込んでいることを特徴とする請求項２に記載のプラグ。
  4. 　上記保持部材が分解性樹脂または分解性金属で形成されていることを特徴とする請求項１～３の何れか一項に記載のプラグ。
  5. 　掘削時の坑井に設けられる坑井孔を閉塞させる機能を有するプラグに用いられる、環状の保持部材であって、
    　上記プラグは、中空の筒状部材と、上記筒状部材の外周面に取り付けられており、圧力を受けて変形する環状の弾性部材とを備えており、
    　上記保持部材は、上記筒状部材の外周面において、上記弾性部材が受ける上記圧力の下流側に、上記弾性部材に隣接して取り付けられるものであり、
    　上記保持部材は、上記筒状部材の外周面に接することになる、環状のインナー部と、上記インナー部と同等または上記インナー部よりも大きな内径を有し、上記インナー部に可動的に取り付けられた環状のアウター部と、を含んで構成されており、
    　上記アウター部は、上記弾性部材に対向することになる面を有していることを特徴とする保持部材。
  6. 　請求項１～４のいずれか１項に記載のプラグを用いることを特徴とする坑井掘削方法。
PCT/JP2018/027526 2017-08-10 2018-07-23 プラグ、保持部材、および当該プラグを用いた坑井掘削方法 WO2019031214A1 (ja)

Priority Applications (5)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201880031337.5A CN110651099B (zh) 2017-08-10 2018-07-23 堵塞器、保持构件以及使用了该堵塞器的坑井挖掘方法
US16/617,282 US11066895B2 (en) 2017-08-10 2018-07-23 Plug, retaining member, and method for well completion using plug
CA3063838A CA3063838C (en) 2017-08-10 2018-07-23 Plug, retaining member, and method for well completion using plug
GB1917577.7A GB2581236B (en) 2017-08-10 2018-07-23 Plug, retaining member and method for well completion using plug
US17/347,295 US12000232B2 (en) 2017-08-10 2021-06-14 Plug, retaining member, and method for well completion using plug

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2017-156159 2017-08-10
JP2017156159 2017-08-10

Related Child Applications (2)

Application Number Title Priority Date Filing Date
US16/617,282 A-371-Of-International US11066895B2 (en) 2017-08-10 2018-07-23 Plug, retaining member, and method for well completion using plug
US17/347,295 Continuation US12000232B2 (en) 2017-08-10 2021-06-14 Plug, retaining member, and method for well completion using plug

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2019031214A1 true WO2019031214A1 (ja) 2019-02-14

Family

ID=65271299

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/JP2018/027526 WO2019031214A1 (ja) 2017-08-10 2018-07-23 プラグ、保持部材、および当該プラグを用いた坑井掘削方法

Country Status (5)

Country Link
US (2) US11066895B2 (ja)
CN (1) CN110651099B (ja)
CA (1) CA3063838C (ja)
GB (1) GB2581236B (ja)
WO (1) WO2019031214A1 (ja)

Families Citing this family (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN113338844B (zh) * 2020-03-03 2023-04-25 中国石油天然气股份有限公司 金属可溶球座、坐封系统及坐封方法

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPS641892A (en) * 1987-04-13 1989-01-06 Drilex Syst Inc Packing aggregate
US20120292014A1 (en) * 2011-05-18 2012-11-22 Baker Hughes Incorporated Packer Supported on Bonded Connection to a Surrounding Tubular
US20130008673A1 (en) * 2011-07-08 2013-01-10 Halliburton Energy Services, Inc. Covered Retaining Shoe Configurations for Use in a Downhole Tool
US20130192853A1 (en) * 2010-10-06 2013-08-01 Packers Plus Energy Services Inc. Wellbore packer back-up ring assembly, packer and method
WO2015098913A1 (ja) * 2013-12-27 2015-07-02 株式会社クレハ ダウンホールツール用の拡径可能な環状の分解性シール部材、及び坑井掘削用プラグ、並びに坑井掘削方法
JP2015143459A (ja) * 2013-12-27 2015-08-06 株式会社クレハ 分解性を有するゴム材料から形成される拡径可能な環状のゴム部材を備える坑井掘削用プラグ

Family Cites Families (17)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6598672B2 (en) * 2000-10-12 2003-07-29 Greene, Tweed Of Delaware, Inc. Anti-extrusion device for downhole applications
US20020070503A1 (en) * 2000-12-08 2002-06-13 Zimmerman Patrick J. High temperature and pressure element system
US6695050B2 (en) * 2002-06-10 2004-02-24 Halliburton Energy Services, Inc. Expandable retaining shoe
US7708080B2 (en) * 2005-06-23 2010-05-04 Schlumberger Technology Corporation Packer
BRPI0708830A2 (pt) * 2006-03-23 2011-06-14 Petrowel Ltd obturador para um poÇo, mÉtodo de vedar um conduto e ferramenta para se engatar com a superfÍcie de um poÇo nço circular
US9500061B2 (en) * 2008-12-23 2016-11-22 Frazier Technologies, L.L.C. Downhole tools having non-toxic degradable elements and methods of using the same
US9109428B2 (en) 2009-04-21 2015-08-18 W. Lynn Frazier Configurable bridge plugs and methods for using same
GB2469870A (en) * 2009-05-01 2010-11-03 Swelltec Ltd Support assembly for a downhole tool
US8205671B1 (en) 2009-12-04 2012-06-26 Branton Tools L.L.C. Downhole bridge plug or packer assemblies
US9133681B2 (en) * 2012-04-16 2015-09-15 Halliburton Energy Services, Inc. Protected retaining bands
CN102747982B (zh) 2012-06-27 2014-09-17 四机赛瓦石油钻采设备有限公司 液压机械一体式桥塞
US10087704B2 (en) 2014-09-25 2018-10-02 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Expandable support ring for packing element containment system
MX2017010660A (es) 2015-03-19 2017-11-30 Halliburton Energy Services Inc Dispositivos de aislamiento de pozos y sus metodos de uso.
MX2018001597A (es) * 2015-09-02 2018-05-02 Halliburton Energy Services Inc Dispositivo de aislamiento de pozos degradable con colocacion desde la parte superior.
US10435982B2 (en) * 2016-03-16 2019-10-08 Superior Energy Services, Llc Dissolvable plug assembly
US10436325B2 (en) * 2016-06-08 2019-10-08 Kx Oil Tools Inc. Integrated seal backup system
US11072992B1 (en) * 2020-04-14 2021-07-27 Halliburton Energy Services, Inc. Frac plug high expansion element retainer

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPS641892A (en) * 1987-04-13 1989-01-06 Drilex Syst Inc Packing aggregate
US20130192853A1 (en) * 2010-10-06 2013-08-01 Packers Plus Energy Services Inc. Wellbore packer back-up ring assembly, packer and method
US20120292014A1 (en) * 2011-05-18 2012-11-22 Baker Hughes Incorporated Packer Supported on Bonded Connection to a Surrounding Tubular
US20130008673A1 (en) * 2011-07-08 2013-01-10 Halliburton Energy Services, Inc. Covered Retaining Shoe Configurations for Use in a Downhole Tool
WO2015098913A1 (ja) * 2013-12-27 2015-07-02 株式会社クレハ ダウンホールツール用の拡径可能な環状の分解性シール部材、及び坑井掘削用プラグ、並びに坑井掘削方法
JP2015143459A (ja) * 2013-12-27 2015-08-06 株式会社クレハ 分解性を有するゴム材料から形成される拡径可能な環状のゴム部材を備える坑井掘削用プラグ

Also Published As

Publication number Publication date
GB201917577D0 (en) 2020-01-15
CA3063838A1 (en) 2019-12-09
CA3063838C (en) 2021-07-20
GB2581236A (en) 2020-08-12
CN110651099A (zh) 2020-01-03
CN110651099B (zh) 2021-02-05
US12000232B2 (en) 2024-06-04
US20200386070A1 (en) 2020-12-10
GB2581236B (en) 2021-03-24
US11066895B2 (en) 2021-07-20
US20210317720A1 (en) 2021-10-14

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CA2927672C (en) Plug for well drilling provided with ring-shaped ratchet structure
US20180328136A1 (en) Frac Plug with Retention Mechanism
CA2894640C (en) Reinforced shear components and methods of using same
JP6408017B2 (ja) 配管およびホースのための遊びの無い挿入コネクタ部材
WO2019031214A1 (ja) プラグ、保持部材、および当該プラグを用いた坑井掘削方法
JP2014530327A (ja) ブラインドリベット及び被加工物構成
US20090152817A1 (en) Energized dynamic seal used in oil well equipment
WO2019031134A1 (ja) プラグ、保持部材、および当該プラグを用いた坑井掘削方法
TWI750808B (zh) 密封栓及設定密封栓之方法
JP4936872B2 (ja) 管継手
CA3094937C (en) Downhole plug with protective member
EP3658309B1 (en) Expandable connection with metal-to-metal seal
WO2016014261A1 (en) Hydraulic fitting insert
Takahashi et al. Development of Degradable Seal Elements for Fully Degradable Frac Plugs
JP2009079617A (ja) 管継手
US20190277105A1 (en) Wellhead annulus sleeve
JP2010185471A (ja) 管継手
US20110283881A1 (en) Cylinder block assembly for a hydraulic device
JP2016205502A (ja) 回転軸部品、軸封装置及び回転軸部品の組立方法

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: 18844442

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 201917577

Country of ref document: GB

Kind code of ref document: A

Free format text: PCT FILING DATE = 20180723

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

122 Ep: pct application non-entry in european phase

Ref document number: 18844442

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: JP