EA009188B1 - Screen for controlling sand production in a wellbore - Google Patents
Screen for controlling sand production in a wellbore Download PDFInfo
- Publication number
- EA009188B1 EA009188B1 EA200700123A EA200700123A EA009188B1 EA 009188 B1 EA009188 B1 EA 009188B1 EA 200700123 A EA200700123 A EA 200700123A EA 200700123 A EA200700123 A EA 200700123A EA 009188 B1 EA009188 B1 EA 009188B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- rubber
- swelling
- ethylene
- screen
- screen according
- Prior art date
Links
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title description 7
- 239000004576 sand Substances 0.000 title description 5
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 49
- 230000008961 swelling Effects 0.000 claims abstract description 39
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims abstract description 13
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims abstract description 12
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 claims description 24
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 23
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 23
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 23
- 239000005060 rubber Substances 0.000 claims description 21
- -1 polypropylene Polymers 0.000 claims description 15
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 claims description 10
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 9
- 229920000459 Nitrile rubber Polymers 0.000 claims description 8
- 150000001993 dienes Chemical class 0.000 claims description 6
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical compound C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 239000005977 Ethylene Substances 0.000 claims description 5
- KAKZBPTYRLMSJV-UHFFFAOYSA-N Butadiene Chemical compound C=CC=C KAKZBPTYRLMSJV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 229920005549 butyl rubber Polymers 0.000 claims description 4
- 229920005556 chlorobutyl Polymers 0.000 claims description 4
- 230000008878 coupling Effects 0.000 claims description 4
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims description 4
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims description 4
- 150000002978 peroxides Chemical class 0.000 claims description 4
- QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N propylene Natural products CC=C QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 125000004805 propylene group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([*:1])C([H])([H])[*:2] 0.000 claims description 4
- BRLQWZUYTZBJKN-UHFFFAOYSA-N Epichlorohydrin Chemical compound ClCC1CO1 BRLQWZUYTZBJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N Ethylene oxide Chemical compound C1CO1 IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000004698 Polyethylene Substances 0.000 claims description 3
- 229920005557 bromobutyl Polymers 0.000 claims description 3
- 229920001973 fluoroelastomer Polymers 0.000 claims description 3
- 229920000573 polyethylene Polymers 0.000 claims description 3
- 229920006027 ternary co-polymer Polymers 0.000 claims description 3
- KUDUQBURMYMBIJ-UHFFFAOYSA-N 2-prop-2-enoyloxyethyl prop-2-enoate Chemical compound C=CC(=O)OCCOC(=O)C=C KUDUQBURMYMBIJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 244000043261 Hevea brasiliensis Species 0.000 claims description 2
- 239000005062 Polybutadiene Substances 0.000 claims description 2
- 239000004743 Polypropylene Substances 0.000 claims description 2
- 229920006172 Tetrafluoroethylene propylene Polymers 0.000 claims description 2
- YFRNYWVKHCQRPE-UHFFFAOYSA-N buta-1,3-diene;prop-2-enoic acid Chemical compound C=CC=C.OC(=O)C=C YFRNYWVKHCQRPE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 150000007942 carboxylates Chemical class 0.000 claims description 2
- 239000000178 monomer Substances 0.000 claims description 2
- 229920003052 natural elastomer Polymers 0.000 claims description 2
- 229920001194 natural rubber Polymers 0.000 claims description 2
- 229920002857 polybutadiene Polymers 0.000 claims description 2
- 229920001155 polypropylene Polymers 0.000 claims description 2
- 229920002379 silicone rubber Polymers 0.000 claims description 2
- 239000004945 silicone rubber Substances 0.000 claims description 2
- 229920001897 terpolymer Polymers 0.000 claims description 2
- BFKJFAAPBSQJPD-UHFFFAOYSA-N tetrafluoroethene Chemical group FC(F)=C(F)F BFKJFAAPBSQJPD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229920001084 poly(chloroprene) Polymers 0.000 claims 9
- 229920006235 chlorinated polyethylene elastomer Polymers 0.000 claims 1
- 229920003244 diene elastomer Polymers 0.000 claims 1
- 229920003225 polyurethane elastomer Polymers 0.000 claims 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 8
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 7
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 3
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 3
- 239000000806 elastomer Substances 0.000 description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 3
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 2
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 2
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 2
- 239000004709 Chlorinated polyethylene Substances 0.000 description 1
- 108010003272 Hyaluronate lyase Proteins 0.000 description 1
- 229920006169 Perfluoroelastomer Polymers 0.000 description 1
- XTXRWKRVRITETP-UHFFFAOYSA-N Vinyl acetate Chemical compound CC(=O)OC=C XTXRWKRVRITETP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 1
- IRLQAJPIHBZROB-UHFFFAOYSA-N buta-2,3-dienenitrile Chemical compound C=C=CC#N IRLQAJPIHBZROB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 1
- HQQADJVZYDDRJT-UHFFFAOYSA-N ethene;prop-1-ene Chemical group C=C.CC=C HQQADJVZYDDRJT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 229920005560 fluorosilicone rubber Polymers 0.000 description 1
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 1
- 239000010808 liquid waste Substances 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 229920000058 polyacrylate Polymers 0.000 description 1
- 229940117958 vinyl acetate Drugs 0.000 description 1
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
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/02—Subsoil filtering
- E21B43/08—Screens or liners
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/02—Subsoil filtering
- E21B43/10—Setting of casings, screens, liners or the like in wells
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)
- Filtering Materials (AREA)
- Devices And Processes Conducted In The Presence Of Fluids And Solid Particles (AREA)
Abstract
Description
Настоящее изобретение относится к экрану ствола скважины, предназначенному для управления притоком твердых частиц внутрь ствола скважины, причем экран ствола скважины содержит трубопровод, предназначенный для переноса текучей среды, и внешний слой, содержащий фильтр, предназначенный для отфильтровывания твердых частиц из текучей среды, протекающей в трубопроводе.The present invention relates to a well bore screen for controlling the inflow of solids into the wellbore, the well bore screen comprising a conduit for transferring a fluid and an outer layer comprising a filter for filtering solids from a fluid flowing in the conduit. .
Уровень техникиThe level of technology
Независимые системы отделения песка, такие как хвостовики со щелевидными продольными отверстиями или проволочными экранами, обычно используют в скважинах, предназначенных для получения потоков текучей среды из подземной формации, и в скважинах, предназначенных для нагнетания потока текучей среды внутрь подземной формации. Производимый и/или нагнетаемый поток текучей среды может представлять собой, например, нефть, газ или воду. Часто возникающая проблема при использовании таких систем отделения песка относится к осевому потоку текучей среды в кольцевом зазоре между стенкой ствола скважины и экраном. Твердые вещества из окружающей формации, которые протекают вместе с потоком текучей среды внутри скважины, таким образом, транспортируются вдоль экрана и осаждаются на экране в виде слоя с очень низкой проницаемостью. Эта проблема особенно резко выражена в случае, когда частицы глины попадают внутрь ствола скважины. В результате такого потока текучей среды через кольцевое пространство возможно возникновение закупоривания экрана по всей его длине, что может привести к снижению добычи углеводородной текучей среды или воды из скважины. Кроме того, если поток текучей среды в экран уменьшается до локального отрезка экрана, который (еще) не был закупорен, может происходить избыточная эрозия экрана.Independent sand separation systems, such as liners with slit-like longitudinal holes or wire screens, are commonly used in wells designed to receive fluid streams from a subterranean formation, and in wells intended to inject a fluid stream into the subterranean formation. The produced and / or injected fluid flow can be, for example, oil, gas or water. A common problem with such sand separation systems is related to the axial flow of fluid in the annular gap between the borehole wall and the screen. Solids from the surrounding formation, which flow along with the fluid flow inside the well, are thus transported along the screen and deposited on the screen in the form of a layer with very low permeability. This problem is particularly pronounced in the case when clay particles fall inside the wellbore. As a result of this fluid flow through the annular space, blocking of the screen along its entire length may occur, which may lead to a decrease in the production of hydrocarbon fluid or water from the well. In addition, if the flow of fluid into the screen is reduced to a local portion of the screen that has not (yet) been blocked, excessive screen erosion may occur.
Сущность изобретенияSummary of Invention
Цель настоящего изобретения состоит в создании улучшенного экрана скважины, который позволяет преодолеть указанные выше проблемы.The purpose of the present invention is to create an improved well screen that overcomes the above problems.
В соответствии с изобретением предложен экран ствола скважины, предназначенный для управления притоком твердых частиц внутрь ствола скважины, причем экран ствола скважины содержит трубопровод, предназначенный для транспортирования текучей среды, внешний слой, содержащий фильтр для уменьшения притока твердых частиц в трубопровод, причем внешний слой продолжается вокруг трубопровода и может расширяться в радиальном направлении к стенкам ствола скважины, и набухающее средство, расположенное между трубопроводом и внешним слоем, причем набухающее средство набухает при контакте с выбранной текучей средой, в результате чего оно радиально расширяет внешний слой, прижимая его к стенке ствола скважины.In accordance with the invention, a wellbore screen is provided for controlling the inflow of solid particles into the wellbore, the wellbore screen comprising a conduit for conveying fluid, an outer layer comprising a filter for reducing the inflow of solids into the pipeline, the outer layer extending around pipeline and can expand in the radial direction to the walls of the wellbore, and a swelling tool located between the pipeline and the outer layer, and the swelling agent swells upon contact with the selected fluid, as a result of which it radially expands the outer layer, pressing it against the wall of the wellbore.
Таким образом обеспечивается то, что после контакта набухающего средства с выбранной текучей средой внешний слой с включенным в него фильтром смещается к стенке ствола скважины. Твердые частицы, которые локально попадают в ствол скважины, при этом не могут перемещаться в продольном направлении вдоль всего экрана, в результате чего устраняется риск закупоривания всего фильтра из-за локального притока твердых частиц. Кроме того, расширенный внешний слой поддерживает стенки ствола скважины, в результате чего существенно снижается обвал песка внутри ствола скважины. Кроме того, расширенный внешний слой обеспечивает большую площадь притока для экрана.This ensures that after contact of the swelling agent with the selected fluid, the outer layer with the filter included in it shifts to the wall of the wellbore. Solid particles that are locally entering the wellbore cannot be moved in the longitudinal direction along the entire screen, thereby eliminating the risk of blocking the entire filter due to the local influx of solid particles. In addition, the expanded outer layer supports the walls of the wellbore, as a result of which the collapse of sand inside the wellbore is significantly reduced. In addition, the expanded outer layer provides a large inflow area for the screen.
Скважина может представлять собой, например, эксплуатационную скважину, предназначенную для производства углеводородной текучей среды (сырой нефти или газа) или воды. В качестве альтернативы скважина может представлять собой нагнетательную скважину, предназначенную для нагнетания воды, нефти, газа, жидких отходов или другой текучей среды в подземную формацию. В любом случае, выбранная текучая среда, которая может приводить к набуханию набухающего средства, может представлять собой добываемую текучую среду, такую как углеводородная текучая среда или вода, и нагнетаемая текучая среда, такая как углеводородная текучая среда (например, сырая нефть, дизельное топливо или газ) или вода.The well may be, for example, a production well designed to produce a hydrocarbon fluid (crude oil or gas) or water. Alternatively, the well may be an injection well designed to inject water, oil, gas, liquid waste or other fluid into the subterranean formation. In any case, the selected fluid, which can lead to swelling of the swelling agent, may be a produced fluid, such as a hydrocarbon fluid or water, and a pressurized fluid, such as a hydrocarbon fluid (for example, crude oil, diesel or gas) or water.
В случае эксплуатационной скважины, предназначенной для добычи углеводородной текучей среды, быстрая активация может быть достигнута путем накачки углеводородной текучей среды, такой как дизельное топливо, внутрь скважины для индуцирования быстрого набухания набухающего средства. После того как будет получено быстрое набухание, такое набухание будет поддерживаться в результате контакта набухающего средства с добываемой углеводородной текучей средой.In the case of a production well intended for the production of a hydrocarbon fluid, rapid activation can be achieved by pumping a hydrocarbon fluid, such as diesel fuel, into the well to induce rapid swelling of the swelling agent. After rapid swelling is obtained, such swelling will be maintained as a result of the contact of the swelling agent with the produced hydrocarbon fluid.
Следует понимать, что в случае нагнетательной скважины проблема закупоривания может возникать во время интервалов времени, когда нагнетание текучей среды остановлено, и текучая среда может протекать обратно из ствола скважины на экран.It should be understood that in the case of an injection well, a blockage problem may occur during time intervals when fluid injection is stopped and fluid can flow back from the wellbore to the screen.
Предпочтительно набухающее средство включает в себя множество набухающих колец, причем каждое кольцо, продолжается вокруг трубопровода и может набухать при контакте с выбранными текучими средами, при этом кольца взаимно расположены вдоль трубы, например, через равные промежутки.Preferably, the swelling agent includes a plurality of swelling rings, each ring extending around the pipeline and may swell upon contact with selected fluids, wherein the rings are mutually arranged along the pipe, for example, at regular intervals.
В другой компоновке набухающее средство включает в себя муфту, продолжающуюся вокруг трубопровода, причем муфта содержит множество сквозных отверстий, расположенных через определенный промежуток вдоль муфты, например, сквозных отверстий, имеющих, по существу, прямоугольную форму или, по существу, круглую форму.In another arrangement, the swelling means includes a sleeve extending around the conduit, the coupling comprising a plurality of through holes arranged at a certain distance along the sleeve, for example through holes having a substantially rectangular shape or a substantially circular shape.
В предпочтительном варианте выполнения набухающее средство включает в себя материал, подIn a preferred embodiment, the swelling agent includes a material under
- 1 009188 верженный набуханию при контакте с углеводородной текучей средой или водой.- 1 009188 induced swelling upon contact with a hydrocarbon fluid or water.
В случае набухания при контакте с водой материал, например, представляет собой каучук, выбранный из каучука на основе ΝΒΚ. (бутадиен-нитрильный каучук), ΗΝΒΒ (гидрированный бутадиеннитрильный каучук), ΧΝΒΚ. (карбоксилатный бутадиен-нитрильный каучук), РКМ (фторэластомер), РРКМ (перфторэластомер), ΤΡΕ/Ρ (тетрафторэтилен/полипропилен) или ΕΡΌΜ (каучук на основе сополимера этилена, пропилена и диенового мономера).In the case of swelling when in contact with water, the material, for example, is a rubber selected from ΝΒΚ-based rubber. (nitrile butadiene rubber), ΗΝΒΒ (hydrogenated nitrile rubber), ΧΝΒΚ. (carboxylate butadiene-nitrile rubber), PCM (fluoroelastomer), PPKM (perfluoroelastomer), ΤΡΕ / Ρ (tetrafluoroethylene / polypropylene) or ΕΡΌΜ (rubber based on a copolymer of ethylene, propylene and diene monomer).
В случае набухания при контакте с углеводородной текучей средой материал предпочтительно включает в себя каучук, выбранный из натурального каучука, нитрилкаучука, гидрированного нитрилкаучука, акрилат-бутадиенового каучука, полиакрилатного каучука, бутилкаучука, бромбутилкаучука, хлорбутилкаучука, хлорполиэтилена, неопренового каучука, каучука из сополимера стирола и бутадиена, сульфурированного полиэтилена, этилен-акрилатного каучука, сополимера эпихлоргидрина и этиленоксида, сополимера этилена и пропилена (с поперечными связями, образованными перекисью), сополимера этилена и пропилена (с поперечными связями, образованными серой), каучука на основе тройного сополимера этилена, пропилена и диена, сополимера этилена и винилацитата, фторкаучука, фторсиликонового каучука и силиконового каучука.In the case of swelling when in contact with a hydrocarbon fluid, the material preferably includes rubber selected from natural rubber, nitrile rubber, hydrogenated nitrile rubber, acrylate-butadiene rubber, polyacrylate rubber, butyl rubber butadiene, sulphurized polyethylene, ethylene-acrylate rubber, copolymer of epichlorohydrin and ethylene oxide, copolymer of ethylene and propylene (cross-linked formed by peroxide), a copolymer of ethylene and propylene (with cross links formed by sulfur), rubber based on a ternary copolymer of ethylene, propylene and a diene, a copolymer of ethylene and vinylacetate, fluororubber, fluorosilicone rubber and silicone rubber.
Предпочтительно указанный материал выбирают из ΕΡ(Ό)Μ каучука (сополимер этилена и пропилена или с поперечными связями, образованными перекисью или серой), каучука ЕРТ (каучук из тройного сополимера этилена пропилена и диена), бутилкаучука, бромбутилкаучука, хлорированного бутилкаучука и хлорированного полиэтилена.Preferably said material is selected from ΕΡ (Ό) Μ rubber (ethylene-propylene copolymer or a crosslinked formed by peroxide or sulfur), EPT rubber (rubber of terpolymer of ethylene propylene and diene), butyl rubber, bromobutyl rubber, chlorinated butyl rubber, and chlorinated polyethylene.
Предпочтительно внешний слой включает в себя слой кольцевого фильтра и кольцевой бандаж, продолжающийся вокруг слоя кольцевого фильтра.Preferably, the outer layer includes an annular filter layer and an annular band extending around the annular filter layer.
Краткое описание чертежейBrief Description of the Drawings
Изобретение будет более подробно описано ниже на примере со ссылкой на прилагаемые чертежи, на которых на фиг. 1 схематично показан вид в продольном разрезе варианта выполнения экрана ствола скважины в соответствии с изобретением перед набуханием набухающего средства;The invention will be described in more detail below by example with reference to the accompanying drawings, in which FIG. 1 schematically shows a longitudinal sectional view of an embodiment of a borehole screen according to the invention before swelling the swelling means;
на фиг. 2 схематично показан вид в продольном разрезе варианта выполнения по фиг. 1 после набухания набухающего средства;in fig. 2 shows a schematic longitudinal sectional view of the embodiment of FIG. 1 after swelling of the swelling agent;
на фиг. 3 схематично показан вид в поперечном разрезе 3-3 по фиг. 1;in fig. 3 schematically shows a view in cross section 3-3 of FIG. one;
на фиг. 4 показан вид в поперечном разрезе 4-4 по фиг. 2.in fig. 4 shows a view in cross section 4-4 of FIG. 2
На фигурах одинаковыми ссылочными позициями обозначены одинаковые компоненты.In the figures, the same reference numerals denote the same components.
Сведения, подтверждающие возможность осуществления изобретенияInformation confirming the possibility of carrying out the invention
На фиг. 1 и 2 показан экран 1 ствола скважины, установленный в стволе 2 скважины, предназначенный для добычи углеводородной текучей среды. Экран 1 содержит трубчатый элемент 3, проницаемый кольцевой внешний слой 4, продолжающийся на некотором расстоянии вдоль радиуса вокруг трубчатого элемента 3, причем внешний слой 4 сформирован из слоя 4а фильтра и бандажа 4Ь, расположенного снаружи от слоя 4а фильтра, и множество набухающих элементов, выполненных в форме колец 6, расположенных между трубчатым элементом 3 и внешним слоем 4. Кольца 6 расположены через равные интервалы вдоль трубчатого элемента 3. Верхний слой 4 выполнен гибким и с возможностью радиального расширения, по меньшей мере, с коэффициентом расширения, в результате чего бандаж 4Ь входит в контакт со стенкой ствола скважины. Кроме того, слой 4а фильтра имеет размер отверстия сита, адаптированный для предотвращения потока твердых частиц внутрь трубчатого элемента 3. Кольца 6 изготовлены из эластомера, который набухает при контакте с углеводородной текучей средой, причем эластомер представляет собой, например, каучук. Трубчатый элемент 3 имеет множество перфораций 7, предназначенных для притока добываемой углеводородной текучей среды внутрь трубчатого элемента 3, и на его концах предусмотрены соответствующие соединительные участки 8, 10, предназначенные для взаимного соединения скважинного экрана 1 с трубопроводом 9, предназначенным для транспортирования добываемой углеводородной текучей среды на поверхность.FIG. 1 and 2 show a screen 1 of a well bore mounted in a bore 2 of a well for the production of a hydrocarbon fluid. The screen 1 comprises a tubular element 3, a permeable annular outer layer 4 extending at some distance along the radius around the tubular element 3, the outer layer 4 being formed of a filter layer 4a and a bandage 4b located outside the filter layer 4a, and a plurality of swellable elements made in the form of rings 6 located between the tubular element 3 and the outer layer 4. The rings 6 are located at regular intervals along the tubular element 3. The upper layer 4 is made flexible and with the possibility of radial expansion, at least e, a spreading factor, whereby the shroud 4b comes into contact with the borehole wall. In addition, the filter layer 4a has a screen opening size adapted to prevent the flow of solid particles into the tubular element 3. The rings 6 are made of elastomer, which swells when in contact with the hydrocarbon fluid, and the elastomer is, for example, rubber. The tubular element 3 has a plurality of perforations 7 intended for the inflow of the produced hydrocarbon fluid inside the tubular element 3, and at its ends corresponding connecting sections 8, 10 are provided for interconnecting the well screen 1 with the pipeline 9 intended for transporting the produced hydrocarbon fluid to the surface.
На фиг. 1 показан экран 1 ствола скважины перед набуханием колец 6 при контакте с добываемой углеводородной текучей средой так, что внешний слой 4 находится в нерасширенном состоянии, в результате чего между бандажом 4Ь и стенкой ствола скважины существует зазор 11.FIG. 1 shows the screen 1 of the wellbore before swelling of the rings 6 in contact with the produced hydrocarbon fluid so that the outer layer 4 is in an unexpanded state, with the result that there is a gap 11 between the bandage 4b and the wall of the wellbore.
На фиг. 2 показан экран 1 ствола скважины после набухания колец 6 после контакта с углеводородной текучей средой, в результате чего внешний слой 4 был радиально расширен набухающими кольцами 6 так, что кольцевой бандаж 4Ь входит в контакт со стенкой ствола 2 скважины.FIG. 2 shows the borehole screen 1 after the swelling of the rings 6 after contact with the hydrocarbon fluid, as a result of which the outer layer 4 was radially expanded by the swelling rings 6 so that the ring band 4b comes into contact with the wall of the wellbore 2.
На фиг. 3 показан экран 1 ствола скважины и ствол 2 скважины в поперечном сечении перед набуханием колец 6. Как можно видеть, слой 4а фильтра сформирован из множества взаимно наложенных листов 5 фильтра. Каждый лист 5 фильтра на одном конце соединен с одним или больше колец 6 с помощью соответствующего зажима 14 и накладывается на соседний лист 5 фильтра. Бандаж 4Ь выполнен в виде муфты из тонкого металла, на которой предусмотрена сетка из продольных прорезей (не показаны), взаимно накладывающихся в продольном направлении, что придает бандажу 4Ь исключительную гибкость при радиальном расширении, что обеспечивает соответствующую защиту слоя 4а фильтра.FIG. 3 shows the wellbore screen 1 and the wellbore 2 in cross section before swelling the rings 6. As can be seen, the filter layer 4a is formed from a plurality of mutually superimposed filter sheets 5. Each filter sheet 5 at one end is connected to one or more rings 6 by means of a corresponding clip 14 and is applied to the adjacent filter sheet 5. The bandage 4b is made in the form of a thin metal coupling, on which a grid of longitudinal slits (not shown) is provided, mutually overlapping in the longitudinal direction, which gives the bandage 4b exceptional flexibility during radial expansion, which provides appropriate protection for the filter layer 4a.
На фиг. 4 показан экран 1 ствола скважины и ствол 2 скважины в поперечном сечении после набуFIG. 4 shows a screen 1 of a well bore and a bore 2 of a well in cross section after a nab
- 2 009188 хания колец 6. Внешний слой 4 был расширен к стенке ствола скважины, в результате чего во время расширения слоя 4а фильтра соседние листы 5 фильтра скользят относительно друг к другу и во время расширения бандажа 4Ь происходит расширение прорезей бандажа 4Ь.- 009188 rings 6. The outer layer 4 was expanded to the borehole wall, as a result of which, during the expansion of the filter layer 4a, adjacent filter sheets 5 slid relative to each other and during the expansion of the band 4b, the bandages of the band 4b were expanded.
Для упрощения на чертежах не все кольца 6 и перфорации 7 обозначены номерами ссылочных позиций.To simplify the drawings, not all rings 6 and perforations 7 are indicated by reference numerals.
Во время нормального использования экран 1 ствола скважины погружают в ствол 2 скважины и устанавливают в зоне, несущей углеводородную текучую среду в окружающей формации, в результате чего, кольца 6 находятся в соответствующем не набухшем состоянии и зазор 11 присутствует между внешним слоем 4 и стенкой скважины 2 (фиг. 1). Когда в скважине 2 начинается производство, поток сырой нефти протекает из окружающей формации внутрь скважины 2 и оттуда через внешний слой 4 и перфорацию 7 в трубчатый элемент 3. При этом поток углеводородной текучей среды протекает вдоль колец 6, которые в результате набухают из своего не расширенного состояния (фиг. 1) до расширенного состояния (фиг. 2). После набухания кольца 6 выталкиваются в направлении радиально наружу к внешнему слою 4, который в результате расширяется к стенке ствола 2 скважины. Поскольку сила набухания, прикладываемая набором колец, распределяется вдоль длины внешнего слоя 4, внешний слой 4 после его расширения будет, по существу, соответствовать крупным неровностям стенки ствола скважины. Размер отверстия сита в слое 4а фильтра не изменяется в результате радиального расширения, поскольку во время расширения слоя 4а фильтра отдельные листы 5 фильтра скользят относительно друг друга, в результате чего уменьшается степень перекрытия соседних листов 5 фильтра. При этом остается некоторая степень перекрытия соседних листов 5 фильтра, что обеспечивает отсутствие открытых пятен, которые могли бы пропустить текучую среду мимо слоя 4а фильтра.During normal use, the borehole screen 1 is immersed in the wellbore 2 and installed in the zone carrying the hydrocarbon fluid in the surrounding formation, with the result that the rings 6 are in the corresponding non-swollen state and a gap 11 is present between the outer layer 4 and the wall of the well 2 (Fig. 1). When production begins in well 2, the flow of crude oil flows from the surrounding formation into the interior of well 2 and from there through the outer layer 4 and the perforation 7 to the tubular element 3. In this case, the flow of hydrocarbon fluid flows along the rings 6, which as a result swell out of their non-expanded state (Fig. 1) to the expanded state (Fig. 2). After swelling, the rings 6 are pushed out radially outwards towards the outer layer 4, which as a result expands towards the wall of the bore 2 of the well. Since the swelling force applied by a set of rings is distributed along the length of the outer layer 4, the outer layer 4 after its expansion will essentially correspond to large irregularities in the wall of the borehole. The opening size of the sieve in the filter layer 4a does not change as a result of radial expansion, since during the expansion of the filter layer 4a, the individual filter sheets 5 slide relative to each other, resulting in a decrease in the degree of overlap of the adjacent filter sheets 5. At the same time, some degree of overlap of adjacent filter sheets 5 remains, which ensures the absence of open spots that could pass the fluid past the filter layer 4a.
Если требуется, может быть обеспечено ускоренное набухание колец 6 в результате прокачки дизельного топлива или любой другой соответствующей текучей среды внутрь скважины 2 до начала ввода скважины в эксплуатацию.If required, accelerated swelling of the rings 6 may be provided as a result of pumping diesel fuel or any other suitable fluid into the well 2 prior to the start of the well.
При этом предотвращается поток углеводородной текучей среды в осевом направлении вдоль внешней стороны внешнего слоя 4, в результате чего частицы песка и глины, которые могут локально поступать в поток углеводородной текучей среды, не протекают в продольном направлении вдоль всего внешнего слоя 4. В результате возникает важное преимущество, связанное с тем, что такой поток частиц вдоль всего внешнего слоя 4 мог бы в противном случае привести к закупориванию всего слоя 4Ь фильтра, в частности в случае, когда частицы глины попадают в ствол скважины.This prevents the flow of hydrocarbon fluid in the axial direction along the outer side of the outer layer 4, as a result of which sand and clay particles that can locally enter the hydrocarbon fluid flow do not flow in the longitudinal direction along the entire outer layer 4. As a result, an important an advantage due to the fact that such a stream of particles along the entire outer layer 4 could otherwise lead to blockage of the entire layer 4b of the filter, in particular in the case when clay particles fall into the barrel Azhinov.
Дополнительные преимущества экрана ствола скважины связаны с применением заранее просверленного твердого трубчатого элемента, который имеет высокую стойкость к разрушению, при этом кольцевое пространство между трубчатым элементом и внешним слоем, которое обеспечивает хорошую характеристику притока для добываемой текучей среды, и механизм расширения устраняют необходимость механического расширения трубчатого элемента.Additional benefits of the borehole screen are associated with the use of a pre-drilled solid tubular element that has high fracture resistance, with an annular space between the tubular element and the outer layer that provides good flow characteristics for the produced fluid, and the expansion mechanism eliminates the need for mechanical expansion of the tubular an item.
Вместо изготовления всех колец из эластомера, который набухает при контакте с углеводородной текучей средой, одно или больше колец могут быть изготовлены из материала, который набухает при контакте с водой, производимой из подземной формации. Например, кольца могут включать в себя первый набор колец, подверженных набуханию при контакте с углеводородной текучей средой и второй набор колец может быть подвержен набуханию в воде, в результате чего кольца из первого и второго набора располагают в порядке чередования.Instead of making all the rings of elastomer that swells when in contact with the hydrocarbon fluid, one or more rings can be made of a material that swells when in contact with water produced from the subterranean formation. For example, the rings may include a first set of rings susceptible to swelling upon contact with a hydrocarbon fluid and the second set of rings may be susceptible to swelling in water, with the result that the rings from the first and second set are arranged in rotation.
Кроме того, вместо соединения каждого листа фильтра на одном его конце к одному или всем кольцам любой другой соответствующий участок фильтра может быть соединен с кольцами. Кроме того, листы фильтра могут удерживаться на месте бандажом, при этом отпадает необходимость соединения листов фильтра с некоторыми или всеми кольцами.In addition, instead of connecting each sheet of the filter at one end to one or all of the rings, any other relevant filter section can be connected to the rings. In addition, the filter sheets can be held in place by a bandage, thus eliminating the need to connect the filter sheets with some or all of the rings.
В качестве альтернативы вместо бандажа с перекрывающимися продольными прорезями можно использовать любой другой соответствующий бандаж, например складывающийся бандаж, на котором предусмотрены шарниры, обеспечивающие возможность разворачивания бандажа, или бандаж, сформированный из множества взаимно соединенных небольших трубок, при этом отдельные трубки сплющиваются при расширении бандажа.Alternatively, instead of a bandage with overlapping longitudinal slits, you can use any other suitable bandage, such as a folding bandage, on which hinges are provided to allow the bandage to unfold, or a bandage formed from a plurality of interconnected small tubes, with individual tubes being flattened when the bandage expands.
Claims (10)
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EP04253821 | 2004-06-25 | ||
| PCT/EP2005/052947 WO2006003112A1 (en) | 2004-06-25 | 2005-06-23 | Screen for controlling sand production in a wellbore |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200700123A1 EA200700123A1 (en) | 2007-04-27 |
| EA009188B1 true EA009188B1 (en) | 2007-12-28 |
Family
ID=34930436
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200700123A EA009188B1 (en) | 2004-06-25 | 2005-06-23 | Screen for controlling sand production in a wellbore |
Country Status (12)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20080283240A1 (en) |
| EP (1) | EP1759086B1 (en) |
| CN (1) | CN100575660C (en) |
| AU (1) | AU2005259247B2 (en) |
| BR (1) | BRPI0512375A (en) |
| CA (1) | CA2569789A1 (en) |
| DE (1) | DE602005015710D1 (en) |
| EA (1) | EA009188B1 (en) |
| EG (1) | EG24909A (en) |
| MY (1) | MY142386A (en) |
| NO (1) | NO20070463L (en) |
| WO (1) | WO2006003112A1 (en) |
Families Citing this family (40)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA2530995C (en) | 2004-12-21 | 2008-07-15 | Schlumberger Canada Limited | System and method for gas shut off in a subterranean well |
| CA2530969C (en) | 2004-12-21 | 2010-05-18 | Schlumberger Canada Limited | Water shut off method and apparatus |
| AU2006236559B2 (en) * | 2005-04-13 | 2010-07-29 | Baker Hughes Incorporated | Self conforming screen |
| US8453746B2 (en) | 2006-04-20 | 2013-06-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well tools with actuators utilizing swellable materials |
| US7708068B2 (en) | 2006-04-20 | 2010-05-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Gravel packing screen with inflow control device and bypass |
| US7802621B2 (en) | 2006-04-24 | 2010-09-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Inflow control devices for sand control screens |
| US7469743B2 (en) | 2006-04-24 | 2008-12-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Inflow control devices for sand control screens |
| US7661481B2 (en) * | 2006-06-06 | 2010-02-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole wellbore tools having deteriorable and water-swellable components thereof and methods of use |
| GB2444060B (en) * | 2006-11-21 | 2008-12-17 | Swelltec Ltd | Downhole apparatus and method |
| MX2009008348A (en) | 2007-02-06 | 2009-08-20 | Halliburton Energy Serv Inc | Swellable packer with enhanced sealing capability. |
| GB2448298B (en) * | 2007-04-10 | 2009-12-23 | Swelltec Ltd | Downhole apparatus and method |
| EP2229500A1 (en) | 2007-06-21 | 2010-09-22 | Swelltec Limited | Apparatus and method with hydrocarbon swellable and water swellable body |
| US9004155B2 (en) | 2007-09-06 | 2015-04-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Passive completion optimization with fluid loss control |
| CN101126311B (en) * | 2007-09-19 | 2013-09-18 | 刘文西 | Petroleum horizontal well expansion sand control screen device and expansion technique |
| GB2455807B (en) | 2007-12-22 | 2012-08-22 | Weatherford Lamb | Isolating tubing |
| US7703520B2 (en) | 2008-01-08 | 2010-04-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand control screen assembly and associated methods |
| US7712529B2 (en) | 2008-01-08 | 2010-05-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand control screen assembly and method for use of same |
| US7931092B2 (en) | 2008-02-13 | 2011-04-26 | Stowe Woodward, L.L.C. | Packer element with recesses for downwell packing system and method of its use |
| US7994257B2 (en) | 2008-02-15 | 2011-08-09 | Stowe Woodward, Llc | Downwell system with swellable packer element and composition for same |
| US7841409B2 (en) | 2008-08-29 | 2010-11-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand control screen assembly and method for use of same |
| US7866383B2 (en) | 2008-08-29 | 2011-01-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand control screen assembly and method for use of same |
| US7814973B2 (en) * | 2008-08-29 | 2010-10-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand control screen assembly and method for use of same |
| US7984762B2 (en) * | 2008-09-25 | 2011-07-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Pressure relieving transition joint |
| US8302680B2 (en) | 2009-08-12 | 2012-11-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Swellable screen assembly |
| US8256510B2 (en) * | 2009-08-12 | 2012-09-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Control screen assembly |
| US20110120733A1 (en) | 2009-11-20 | 2011-05-26 | Schlumberger Technology Corporation | Functionally graded swellable packers |
| US8291976B2 (en) | 2009-12-10 | 2012-10-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fluid flow control device |
| BR112012023278A2 (en) | 2010-03-18 | 2016-05-17 | Statoil Asa | flow control device, method for operating a flow control device, method for controlling the fluid flow of an oil and / or gas reservoir, and method and apparatus for controlling the flow of fluid in an oil production and / or gas |
| US20120168181A1 (en) * | 2010-12-29 | 2012-07-05 | Baker Hughes Incorporated | Conformable inflow control device and method |
| US20130269942A1 (en) | 2010-12-31 | 2013-10-17 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method and system for sealing a void in an underground wellbore |
| US9127526B2 (en) | 2012-12-03 | 2015-09-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fast pressure protection system and method |
| US9695654B2 (en) | 2012-12-03 | 2017-07-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellhead flowback control system and method |
| CA2964218C (en) | 2014-10-28 | 2019-09-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole state-machine-based monitoring of vibration |
| US10563486B2 (en) | 2016-06-06 | 2020-02-18 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Screen assembly for a resource exploration system |
| US10450843B2 (en) | 2016-06-06 | 2019-10-22 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Screen assembly for a resource exploration system |
| CN106928947B (en) * | 2017-03-28 | 2022-11-15 | 北京华油油气技术开发有限公司 | Plugging material, plugging device and plugging method for annular space between sleeves |
| GB2574540B (en) * | 2017-05-01 | 2021-10-20 | Halliburton Energy Services Inc | Well screen assembly and method of use thereof |
| US20190169963A1 (en) * | 2017-12-04 | 2019-06-06 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Selectively expandable screen for a resource exploration and recovery system |
| CN112228014A (en) * | 2020-11-03 | 2021-01-15 | 山东普瑞思德石油技术有限公司 | Anti-blocking water control screen pipe |
| CN114034571B (en) * | 2021-11-04 | 2023-06-09 | 中国石油大学(华东) | Experimental device and method for simulating dynamic sand production and solid-phase control of oil well |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2000045031A1 (en) * | 1999-01-29 | 2000-08-03 | Schlumberger Technology Corporation | Controlling production |
| US20020020527A1 (en) * | 2000-07-21 | 2002-02-21 | Lars Kilaas | Combined liner and matrix system |
| US20020148612A1 (en) * | 1998-11-16 | 2002-10-17 | Shell Oil Co. | Isolation of subterranean zones |
| US20040035590A1 (en) * | 2002-08-23 | 2004-02-26 | Richard Bennett M. | Self -conforming screen |
| WO2004022911A2 (en) * | 2002-09-06 | 2004-03-18 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Wellbore device for selective transfer of fluid |
| US20040112609A1 (en) * | 2002-12-12 | 2004-06-17 | Whanger James K. | Reinforced swelling elastomer seal element on expandable tubular |
Family Cites Families (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3099318A (en) * | 1961-01-23 | 1963-07-30 | Montgomery K Miller | Well screening device |
| WO2002059452A1 (en) * | 2001-01-26 | 2002-08-01 | E2 Tech Limited | Device and method to seal boreholes |
| US6571871B2 (en) * | 2001-06-20 | 2003-06-03 | Weatherford/Lamb, Inc. | Expandable sand screen and method for installing same in a wellbore |
| US6769484B2 (en) * | 2002-09-03 | 2004-08-03 | Jeffrey Longmore | Downhole expandable bore liner-filter |
| WO2005012686A1 (en) * | 2003-07-29 | 2005-02-10 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | System for sealing a space in a wellbore |
| GB2411918B (en) * | 2004-03-12 | 2006-11-22 | Schlumberger Holdings | System and method to seal using a swellable material |
| EP1792049B8 (en) * | 2004-06-25 | 2009-08-19 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Screen for controlling inflow of solid particles in a wellbore |
| US7441596B2 (en) * | 2006-06-23 | 2008-10-28 | Baker Hughes Incorporated | Swelling element packer and installation method |
-
2005
- 2005-06-23 US US11/630,490 patent/US20080283240A1/en not_active Abandoned
- 2005-06-23 CA CA002569789A patent/CA2569789A1/en not_active Abandoned
- 2005-06-23 EP EP05754205A patent/EP1759086B1/en active Active
- 2005-06-23 CN CN200580021101A patent/CN100575660C/en not_active Expired - Fee Related
- 2005-06-23 WO PCT/EP2005/052947 patent/WO2006003112A1/en active Application Filing
- 2005-06-23 MY MYPI20052883A patent/MY142386A/en unknown
- 2005-06-23 BR BRPI0512375-5A patent/BRPI0512375A/en not_active IP Right Cessation
- 2005-06-23 AU AU2005259247A patent/AU2005259247B2/en not_active Ceased
- 2005-06-23 EA EA200700123A patent/EA009188B1/en not_active IP Right Cessation
- 2005-06-23 DE DE602005015710T patent/DE602005015710D1/en active Active
-
2006
- 2006-12-24 EG EGNA2006001257 patent/EG24909A/en active
-
2007
- 2007-01-24 NO NO20070463A patent/NO20070463L/en not_active Application Discontinuation
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20020148612A1 (en) * | 1998-11-16 | 2002-10-17 | Shell Oil Co. | Isolation of subterranean zones |
| WO2000045031A1 (en) * | 1999-01-29 | 2000-08-03 | Schlumberger Technology Corporation | Controlling production |
| US20020020527A1 (en) * | 2000-07-21 | 2002-02-21 | Lars Kilaas | Combined liner and matrix system |
| US20040035590A1 (en) * | 2002-08-23 | 2004-02-26 | Richard Bennett M. | Self -conforming screen |
| WO2004022911A2 (en) * | 2002-09-06 | 2004-03-18 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Wellbore device for selective transfer of fluid |
| US20040112609A1 (en) * | 2002-12-12 | 2004-06-17 | Whanger James K. | Reinforced swelling elastomer seal element on expandable tubular |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EA200700123A1 (en) | 2007-04-27 |
| EP1759086A1 (en) | 2007-03-07 |
| EG24909A (en) | 2010-12-15 |
| AU2005259247B2 (en) | 2008-09-18 |
| CN1973111A (en) | 2007-05-30 |
| NO20070463L (en) | 2007-03-23 |
| US20080283240A1 (en) | 2008-11-20 |
| EP1759086B1 (en) | 2009-07-29 |
| CN100575660C (en) | 2009-12-30 |
| WO2006003112A1 (en) | 2006-01-12 |
| MY142386A (en) | 2010-11-30 |
| DE602005015710D1 (en) | 2009-09-10 |
| AU2005259247A1 (en) | 2006-01-12 |
| BRPI0512375A (en) | 2008-03-11 |
| CA2569789A1 (en) | 2006-01-12 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA009188B1 (en) | Screen for controlling sand production in a wellbore | |
| CA2570057C (en) | Screen for controlling inflow of solid particles in a wellbore | |
| EP2484864B1 (en) | Downhole apparatus and method | |
| US7841409B2 (en) | Sand control screen assembly and method for use of same | |
| RU2317403C2 (en) | Downhole device for selective fluid pumping | |
| EP2245266B1 (en) | Sand control screen assembly and method for use of same | |
| US6457533B1 (en) | Downhole tubing | |
| EP1672166B1 (en) | Well packing | |
| US7814973B2 (en) | Sand control screen assembly and method for use of same | |
| CN101517194A (en) | Gravel pack apparatus that includes a swellable element | |
| EP2467565A2 (en) | Pressure control device | |
| US20230003096A1 (en) | Mixed element swell packer system and method |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM AZ BY KG MD TJ TM |
|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): KZ RU |