JP4085403B2

JP4085403B2 - Drilling and finishing methods for hydrocarbon production wells

Info

Publication number: JP4085403B2
Application number: JP2000527736A
Authority: JP
Inventors: ヴィルヘルムス・クリスティアヌス・マリア・ローベック; フランツ・マルケッツ; ローベルト・ブルース・ステヴァルト
Original assignee: Shell Internationale Research Maatschappij BV
Current assignee: Shell Internationale Research Maatschappij BV
Priority date: 1997-12-31
Filing date: 1998-12-28
Publication date: 2008-05-14
Anticipated expiration: 2018-12-28
Also published as: EA200000724A1; DE69808139T2; NO20003402D0; GC0000041A; DE69808139D1; UA71905C2; AU2418699A; JP2002500306A; EA002563B1; OA11527A; CA2316978A1; NO20003402L; AU740213B2; BR9814563A; NO322486B1; EP1044316A1; MY129529A; DK1044316T3; EP1044316B1; CA2316978C

Description

【０００１】
発明の背景
本発明は、油及び／又はガスを生産するための井戸のような炭化水素生産井の掘削及び仕上げ方法に関する。
従来、炭化水素生産井は、まず大きな坑井セクションを掘り、大径のケーシングを挿入して適切な位置にセメントで固定し坑井の壁を安定化することにより作る。次に、より小さい径の坑井の延長部を掘り、その延長部内にケーシングを挿入し、このケーシングを前記延長部の底から坑井の頂部に延ばし、さらに該ケーシングを坑井延長部の内部および前に設定したケーシングの内部にて適切な位置にセメントで固定する。
この工程は、坑井が炭化水素含有層の近くに到達するまで繰り返す。もしその層が不安定であるならば、ケーシングをその層内に延ばし、次に穴を貫通させて炭化水素の流入を可能にする。もし炭化水素含有層が安定しているならば、本質的に開いた穴を作り、その中に浸透性の生産ライナーを挿入し、例えば砂利パックで囲む。
通常、生産ライナーは生産チュービングの下端に接続する。生産チュービングは、それが坑口から炭化水素層の近くまで坑井の長さ全体に亘るようにケーシングストリングを通して降ろされる。ここで、生産パッカー(packer)によりチュービングをケーシングに密封固定する。
【０００２】
坑井の壁と前に設置したケーシングの内面は不規則かもしれないし、坑井は湾曲しているかもしれないので、種々のケーシングと生産チュービングの間に相当なクリアランスが必要となり、そのことにより、相当な大きさの非生産的な環状空間ができ、余分な掘削作業を行わなければならない。
一般に、炭化水素生産井では、地表面近くの坑井の上部の直径と上部ケーシング部の内径は０．５メートルを十分に越える一方、炭化水素が生産される生産チュービングの内径は１０〜２５センチメートルである。
井戸中の非生産的な環状空間の大きさを小さくする多くの試みが為されている。米国特許明細書第３，１６２，２４５号、３，２０３，４８３号及び５，０１４，７７９号には、独特な波形の管を使用することが開示されており、これは拡張マンドレル又は球によりケーシングの内側に対して円筒形に拡張される。波形の管を使用することの欠点は、それらを製造するのが難しいこと、及び拡張された管の壁がその周囲にて一様でない強度を有し得ることであり、このことが信頼性を損ねる。
国際特許出願公開Ｎｏ．ＷＯ９３／２５７９９には、本質的に円筒形のケーシングを使用することが開示されており、これは拡張マンドレルにより坑井壁に対して拡張され、ケーシングと周囲層の間の圧縮力を生じさせる。
【０００３】
この公知の拡張可能なケーシングは、井戸穴の上部に設けられたサーフェス・ケーシングと井戸穴の下部に設けられたプロダクション・ケーシングの間に配置され得る。このサーフェス及びプロダクション・ケーシングは穴下方に延ばされないので、この公知の坑井ケーシング技術は、依然としてオーバーサイズの坑井を掘る必要のある従来のケーシング部を使用するか、又は坑井の全長を掘った後にケーシングストリングを挿入して拡張することを要するが、このことは常に可能というわけではない。
請求項１の前段による方法は、仏国特許出願第２７４１９０７号から公知である。この公知の方法では、フレキシブルなホースを使用し、井戸に挿入後、重い液体を注入して膨らまし、重合により硬化させる。この公知の方法の難点は、膨張と化学処理の２段階の工程に時間が掛かり、不規則な強度と形状を有する壊れやすい管が出来ることである。
【０００４】
本発明の目的は、掘削工程の種々の段階において坑井壁が陥没しないように保護すべくケーシングを設置し又は延ばすことができ、かつ、坑井の少なくとも実質的な長さ部分に亘ってチュービング又はケーシング（群）と周囲層との間の環状空間の幅の累積が最小に維持されるように、ケーシングと生産チュービングの両方が設置できる、炭化水素生産井の掘削及び仕上げ方法を提供することである。
本発明の別の目的は、井戸にケーシングを取り付けて仕上げるのに必要な鋼鉄部分の量が最小に維持できるような井戸を作る方法を提供することである。
【０００５】
発明の概要
本発明による方法は、
Ａ）地下層に坑井セクションを掘り；掘った坑井セクションにケーシングを挿入し、前記坑井セクション内で該ケーシングを径方向に拡張して固定する工程；
Ｂ）拡張したケーシングを通して穴あけ工具を降ろし、次の坑井セクションを掘り；前記次の坑井セクションに次のケーシングを挿入し、前記次の坑井セクション内で前記次のケーシングを径方向に拡張して固定する工程であって、該工程において前記次のケーシングはその前に設置したケーシングと共軸状に重なるように設置し、前記次のケーシングは前記前に設置したケーシングをさらに拡張するように前記前に設置したケーシングに対して拡張させる工程；及び、
Ｃ）必要なら坑井が炭化水素含有層の近くに到達するまで工程Ｂを複数回繰り返す工程を含む。
【０００６】
好ましくは、最初のケーシングのみ地表面から坑井に延び、次のケーシングはどれも前に設定したケーシングに部分的にのみ重なる。
この場合には、次のケーシングセクションが互いに重なる長さは、各ケーシング自身の長さの１０％より短いのが好ましく、また、地表面から炭化水素含有層の近くまでの少なくとも実質的な長さ部分に亘って、坑井の直径の変動は１０％より小さいのが好ましい。
その場合には、その長さ全体に亘ってほぼ一様な直径のスリムな坑井を作るのであるが、これは最小の掘削労力と井戸内に設置する最小の鋼鉄部分を使用して掘られる。
しかしながら、ある状況ではなお、坑井に続いて挿入する少なくとも２つのケーシングの各々が坑口に延びることが要求される。
【０００７】
さらに、好ましくは、前記ケーシングを設置した後、生産チュービングを坑井に挿入して該生産チュービングを地表面から炭化水素層の近くに延ばし、そして拡張させたケーシングストリングの内側で該チュービングを径方向に拡張させる。
適切には、ケーシング及び場合によってはチュービングを通って縦方向に拡張マンドレルを移動させることにより、前記ケーシング及び場合によってはチュービングを径方向に塑性拡張し、前記ケーシング及びチュービングは、拡張工程の結果としてどんなくびれ(necking) も延性破壊も生じることなくひずみ硬化を受ける形成可能なスチール品種から作られており、使用される前記拡張マンドレルは、その長さの一部に沿ってテーパー付き非金属表面を有する。
この場合には、好ましくは、拡張マンドレルがテーパー付セラミック表面を有し、チュービングとケーシングが、０．８より小さい降伏強度−引張り強さの比および少なくとも２７５ＭＰａの降伏強度を有する形成可能なスチール品種から作られる。
また、好ましくは、生産チュービング及び少なくとも一つのケーシングが管から成り、巻き取りドラムから該管を巻き取ることにより坑井に該管を挿入する。
【０００８】
別法として、生産チュービング及び／又は少なくとも１つのケーシングは一連のパイプセクションで作ることができ、これらを坑口においてネジ継手、溶接又は接着により相互連結し、実質的に円筒形の長いパイプを形成し、本発明による方法に従って拡張して穴下方に設置できる。
【０００９】
発明の詳細な説明
図１には、地表面２から複数の地下層３、４、５、６を通って油及び／又はガス含有層７に延びる坑井１を示す。
図示した例では、ケーシング８、９、１０又は１１を挿入し、坑井１が異なる層３、４、５、６又は７の間の界面１２、１３、１４又は１５を通過する度に坑井を保護して陥没しないようにする必要がある。
従って、初めに坑井１の第１上部セクション１Ａを掘り、界面１２に到達した後に上部ケーシング８を上部坑井セクション１Ａに挿入して拡張マンドレル１６により径方向に拡張する。拡張したケーシング８は、セメント又は接着剤の環状体（図示せず）により坑井の壁に固定できる。別法として、拡張したケーシング８を摩擦により坑井の壁に固定できる。このような摩擦は、ケーシング８の外面に大くぎ（図示せず）を設けること及び／又はケーシングを層３に対し径方向に押圧することにより発生できる。
【００１０】
次に、穴あけ工具を上部ケーシング８を通して坑井の第１セクション１Ａの底に降ろし、坑井１の第２セクション１Ｂを掘る。次の界面１３に到達した後に第２ケーシング９を第１ケーシング８を通して坑井の第２セクション１Ｂの底に降ろし、拡張マンドレル１６により径方向に拡張する。
ケーシング８と９が共軸的に互いに重なる領域に拡張マンドレル１６が到達すると、第２ケーシング９がさらに第１ケーシング８を拡張し、摩擦力と圧縮力により強い接着と密封を作り出す。重なり領域で増大させる拡張力を軽減するため、ケーシング８と９が互いに重なる長さは相対的に小さく、好ましくは最も短いケーシング８及び９の長さの１０％より小さく、上部ケーシング８の底を予備拡張すること及び／又は拡張工程中に拡がり又は壊れて開くスリット若しくは溝（図示せず）を該底に設けることができる。
【００１１】
第１ケーシング８と同様にして第２ケーシング９を坑井の壁に固定する。さらに、実質的に同じ直径にて坑井１の全長を掘ることができるアンダーリーマービット(underreamer bit) により、第２の及びさらに任意の坑井セクション１Ｂ、１Ｃ、１Ｄを掘る。
次に、坑井の第２セクション１Ｂに関して説明したのと同様にして、坑井の第３及び第４セクション１Ｃ及び１Ｄの各々を掘ってケーシングを取り付ける。
セクション１Ｄの底には、拡張マンドレル１６が示されており、これを最も下のケーシング１１を通って長手方向下方に移動させ、それにより、図４に関してさらに詳しく説明する方法にてケーシング１１を径方向に拡張する。
【００１２】
図２には、図１の坑井１において拡張マンドレル１８を生産チュービング１７を通って長手方向に移動させることにより生産チュービング１７を設置するのが示される。
チュービング１７を拡張して外径が拡張ケーシングの内径に実質的に等しくなるようにし、それにより、生産チュービング１７がケーシング８９、１０及び１１に対する内部クラッドを形成し、チュービング１７とケーシング８、９、１０、１１の壁が相互に強化しあう。最も下のケーシング１１の下端を越えて油及び／又はガス含有層７に延びる生産チュービングの下端には、千鳥状(staggered) の軸方向スロット（図示せず）を設けることができる。このスロットは、パイプの拡張工程の結果として菱形状に開き、油及び／又はガスを層７から坑井１に流入させることができ、この流体がチュービング１７の内部を通って地表面２まで流れ上がる。
生産チュービング１７の下端の流入セクションに軸方向スロットを設けることの代わりに、非スロット状の開口を設けることもできる。これらの開口は、チュービング壁に穴あけし又はチュービング壁から切り取った円形、楕円形又は方形の穴とし得、千鳥状又は非千鳥状の重なり又は非重なりパターンにて構成できる。
【００１３】
一般に、このような非スロット状の開口を設けると、拡張後に千鳥状に重なった軸方向スロットを有する拡張可能なチュービングよりも高い強度のチュービングができる。
特にケーシング８、９、１０、１１が互いに重なる領域、及び坑井１の湾曲したセクションのように拡張力が高い他の領域において拡張可能なケーシング８、９、１０、１１を拡張するのに必要な力を軽減するために、これらのケーシングに少なくとも複数のスロット状又は非スロット状の開口を設けることもできる。
このような場合には、どのケーシング８、９、１０、１１も穴開けされている領域において生産チュービング１７には穴開けがされてなく、それにより、チュービング１７の内部と周囲の層３、４、５、６の間で流体に対する強い密封を維持することが分かる。
【００１４】
図３には、地下層２１まで掘った坑井２０を示す。
坑井の上部２０Ａには、第１ケーシング２２を設置し拡張する。図示した例では、坑井上部２０Ａは約２５．４ｃｍの内径を有する。拡張してない第１ケーシング２２は、坑井に降ろした時には約１８．８ｃｍの外径を有する。拡張した第１ケーシング２２は約２３．４ｃｍの外径を有し、その結果、拡張した第１ケーシング２２の回りに小さな環が残り、そこをセメント２３で満たす。
次に、坑井の第２部分２０Ｂを掘って約２１ｃｍの内径にし、第２ケーシング２４を非拡張形態にて坑井に挿入し、坑井２０の頂部からその第２部分２０Ｂの底部まで延ばす。拡張していない第２ケーシング２４は、１５．７ｃｍの外径を有し、坑井２０の内部で拡張させて１９．５ｃｍの外径にする。
坑井の第２部分２０Ｂの内側、及び第１ケーシングの内側において、第２ケーシング２４をセメント２３の環状体により固定する。
次に、第２坑井セクション２０Ｂの底部から層２１まで、１７．８ｃｍの内径を有する第３坑井セクション２０Ｃを掘り、そこに第３ケーシング２５を坑井２０に挿入して拡張する。拡張していない第３ケーシング２５は約１３ｃｍの外径を有し、拡張して約１６．３ｃｍの外径になる。
【００１５】
その後、約１４．２ｃｍの内径を有する第４坑井セクション２０Ｄを掘り、第４ケーシング２６を坑井２０に挿入し、続いて１０．１ｃｍの外径から約１３ｃｍの外径に拡張する。
第４ケーシング２６の内部では、生産チュービング２７を挿入し、前記ケーシング２６の内面に抗して拡張してクラッドチュービング２７を形成する。
サービス及び／又はキル(kill)流体を井戸に注入し易くするため、及び測定用の導管又は他の装置を設置できるようにするために、コイル状のサービス導管２８を生産チュービング２７に挿入し、生産パッカー２９によりチュービング２７の底部近くに密封して接続する。
サービス導管２８は生産パッカーの直ぐ上に貫通孔３０を含み、それにより、井戸、サービス導管２８の底部及び貫通孔３０の流入領域から生産チュービング２７内に油及び／又はガスを生産できる。
【００１６】
ケーシング２２、２４、２５、２６の拡張および生産チュービング２７の拡張の結果、１０ｃｍより大きい内径を有する生産チュービングを、約２５ｃｍの内径の上部セクション２０Ａを有する坑井２０内に設置できる。油及び／又はガス生産井の掘削技術における当業者ならば、本発明による方法によって従来の坑井掘削仕上げ技術よりも小さい直径の坑井２０内部においてより大きい直径の生産チュービング２７を使用することが容易になることが分かるであろう。
坑井内部において拡張させるケーシングのみを用いるのに代えて、１又はそれより多いケーシングを従来型の拡張できないケーシングとし得ることも分かる。例えば、上部ケーシングを従来型のケーシングとでき、図３に示すように、その中に１又はそれより多い入れ子式にはめ込まれて拡張可能なケーシングセクションを挿入し、坑井の下部に図１及び図２に示すような単一穴(monobore)ケーシングを設けることができる。
【００１７】
図４には、地下層４１を横断する坑井、及びセメント４３の環状体により坑井内に固定したケーシング４２を示す。
デュアルフェーズ(dual phase)で高強度低合金（ＨＳＬＡ）スチール又は他の形成可能な高強度スチールから作られた生産チュービング４４をケーシング４２内に吊り下げる。
チュービング４４を通して長手方向に拡張マンドレル４５を移動させてチュービング４４を拡張させ、それにより、拡張したチュービングの外径がケーシング４２の内径より僅かに小さいか又はほぼ等しくなる。
拡張マンドレル４５は一連のセラミック表面４６を備え、拡張工程中にピグ(pig) とチュービング４４との摩擦力を制限する。図示した例では、チュービングを実際に拡張する円錐セラミック表面のセミトップ角(semi top angle)Ａは約２５゜である。滑らかな円錐状リングとして形成できるセラミック材料として酸化ジルコニウムが適していることが分かった。実験とシミュレーションにより、円錐セミトップ角Ａが２０゜〜３０゜であるならば、パイプは変形してＳ字形となり、本質的に前記円錐部分の外側先端すなわち縁にてセラミック表面４６のテーパー部分に接触し、場合によっては円錐部分のほぼ中間にも接触することが示された。
【００１８】
実験によると、チュービング４４を拡張してＳ字形状にすると、セラミック表面４６のテーパー部分とチュービング４４との接触表面の長さが小さくなり、よって拡張マンドレル４５とチュービング４４との摩擦量も小さくなるので有利であることも示された。
実験によると、前記セミトップ角Ａが１５゜より小さいならば、チューブとピグとの相対的に高い摩擦力を生じる一方、前記セミトップ角が３０゜より大きいならば、チュービング４４の塑性曲げにより余分な塑性作業を伴い、それにより、より多くの熱を発生しチュービング４４を通したピグ４５の前方移動をも不能にすることが示された。従って、前記セミトップ角Ａは１５゜〜３０゜に選択するのが好ましく、常に５゜〜４５゜とすべきである。
【００１９】
実験によると、拡張マンドレル４５のテーパー部分は非金属の外面を有して拡張工程中でのチュービングの焼付きを避けるべきであることも示された。さらに、拡張マンドレルのテーパー部分にセラミック表面を使用すると、拡張工程の結果としてチュービング４４の内面の平均粗さが小さくなった。実験によると、拡張後のチュービング外径Ｄ２が拡張してないチュービングの外径Ｄ１より少なくとも２０％大きくなるように、テーパー付きセラミック表面４６を備えた拡張マンドレル４５が形成可能スチールから作られたチュービング４５を拡張できること、及び形成可能スチールとして、ＤＰ５５及びＤＰ６０として知られるデュアルフェーズ（ＤＰ）高強度低合金（ＨＳＬＡ）スチール；ＡＳＴＭＡ１０６ＨＳＬＡシームレスパイプ、ＡＳＴＭＡ３１２オーステナイトステンレススチールパイプ、品種ＴＰ３０４Ｌ及びＴＰ３１６Ｌ、並びに日本スチール社製のＴＲＩＰスチールとして知られる高残留オーステナイト高強度熱間圧延スチールが適していることも示された。
【００２０】
マンドレル４５は一対の密封リング４７を備え、これらは、リング４７がチュービング４４の塑性拡張されたセクションに面するような距離だけ円錐セラミック表面４６から離れて配置する。密封リングは、マンドレル４５の円錐セラミック表面４６と拡張しているチュービング４４との間に高い油圧の流体が存在しそのことがチュービング４４の不規則に大きな拡張を引き起こすことを防ぐ。
拡張マンドレル４５は、コイル状のベントライン４８に連通した中央ベント通路４７を備え、このベントライン４８を通して流体を表面に排出できる。拡張工程の完了後に、ベントラインによりピグ４５を表面に引っ張り上げることができ、コイル状のキル及び／又はサービスライン（図示せず）を拡張されたチュービング４４に降ろし、キル及び／又は処理流体を炭化水素流体の流入ゾーンに注入するのを容易にでき、通常これは生産チュービングと坑井ケーシングとの間の環を介して行われる。しかしながら、チュービング４４をより小さい直径に拡張するならば、ケーシング４２と拡張したチュービング４４との間の残りの環状空間は、拡張工程中に流体を排出するため、及び生産工程中に流体を注入するために使用でき、この場合には、ベントライン４８とキル及び／又はサービスラインを使用する必要はない。
【００２１】
従来の井戸では、たとえ井戸が反れていたりケーシングが不規則な内面を有していてもチュービングを滑らかに挿入できるように、最も深い井戸のケーシングの内径の５０％より小さい外径を有する生産チュービングを使用することがしばしば必要である。従って、本質的に本発明によるチュービング拡張方法は、井戸穴の効率的な使用を可能にする。
拡張マンドレル４５を油圧によりチュービング４４を通して移動させることの代わりに、マンドレルをケーブルによりチュービングを通して引くか、又はパイプストリング若しくはロッドによりチュービングを通して押すこともできることが分かる。
図１、２及び３に示されたケーシング４２並びにケーシング８、９、１０、１１、２２、２４、２５及び２６は、これらのケーシングも形成可能なスチール品種により作られているならば、図４に関してチュービング４４の拡張について説明したのと同様の拡張工程を用いて拡張できることも分かる。
好ましくは、拡張可能な生産チュービングと拡張可能なケーシングは、０．８より小さい降伏強度−引張り強さの比、及び少なくとも２７５ＭＰａの降伏強度を有する形成可能なスチール品種から作られる。
【００２２】
以下、次の比較実験に基づいて本発明をさらに説明する。
実験１
円錐セラミック表面（円錐セミトップ角Ａ＝２０゜）を有する拡張マンドレルを、ケーシング品種Ｌ８０１３％Ｃｒとして知られている従来の油田管を通して移動させた。この油田管は、広く使用されているケーシング種類であり、初期の外径が１０１．６ｍｍ（４インチ）であり、初期の壁厚が５．７５ｍｍであり、破裂圧力が８５０バールであり、ひずみ硬化指数ｎ＝０．０７５であった。拡張マンドレルは、拡張した管の外径が１２７ｍｍとなるように設計され、直径の増加は２０％であった。管は拡張工程中に破裂した。分析により、材料の延性限界を越えたので延性破壊が起こったことが示された。
【００２３】
実験２
油井又はガス井において生産チュービングとしてますます使用されているタイプＱＴ−８００のコイル状チュービングを用いて実験を行った。チュービングは、初めに６０．３ｍｍの外径、５．１５ｍｍの壁厚、８００バールの破裂圧力、及びひずみ硬化指数ｎ＝０．１４を有した。チュービングを通して拡張マンドレルを移動させた。このマンドレルは、円錐表面を包む円錐セミトップ角Ａが５゜となるような円錐セラミック表面を含み、また、拡張したチュービングの外径が７３ｍｍ（約２１％の増加）となるように設計した。このチュービングは拡張工程中に破裂した。分析により、高い摩擦力を原因として拡張圧力が拡張工程中にパイプの破裂圧力を越えたことが分かった。
【００２４】
実験３
ＡＳＴＭＡ１０６グレードＢとして知られる形成可能スチール品種から作られたシームレスパイプを用いて実験を行った。パイプは、初めに１０１．６ｍｍ（４インチ）の外径、５．７５ｍｍの初期壁厚、及びひずみ硬化指数ｎ＝０．１７５を有した。
パイプを通して拡張マンドレルをポンプ駆動した。このマンドレルは、円錐表面を包む円錐セミトップ角Ａが２０゜となり且つ拡張したパイプの外径が１２７ｍｍ（５インチ）となり外径が２１％増加するような円錐セラミック表面を含んでいた。
パイプは首尾良く拡張され、パイプを通してマンドレルを移動させるべくマンドレルに加えた油圧は２７５〜３００バールであった。拡張したパイプの破裂圧力は５２０〜５３０バールであった。
【図面の簡単な説明】
【図１】井戸の縦断面図であり、本発明の方法を用いて設置した実質的に一様な直径を有する径方向に拡張された一連のケーシングを含む。
【図２】一連のケーシング内で生産チュービングが拡張された図１の井戸を示す。
【図３】入れ子式にはまり込み拡張された一連のケーシング、及び本発明の方法に従って設置された生産チュービングの縦断面図である。
【図４】穴下方にて拡張マンドレルにより拡張された生産チュービングの縦断面図である。
【符号の説明】
１、２０坑井
２地表面
３、４、５、６、２１、４１地下層
７油／ガス含有層
８、９、１０、１１、４２ケーシング
１２、１３、１４、１５界面
１６、１８拡張マンドレル
１７、２７、４４チュービング
２２第１ケーシング
２３、４３セメント
２４第２ケーシング
２５第３ケーシング
２６第４ケーシング
２８サービス導管
４６セラミック表面[0001]
BACKGROUND OF THE INVENTION The present invention relates to a method for drilling and finishing a hydrocarbon production well, such as a well, for producing oil and / or gas.
Traditionally, hydrocarbon production wells are made by first digging a large well section, inserting a large diameter casing and cementing it in place to stabilize the well wall. Next, an extension of a smaller diameter well is dug, a casing is inserted into the extension, the casing is extended from the bottom of the extension to the top of the well, and the casing is further connected to the interior of the well extension. And cement in place in the previously set casing.
This process is repeated until the well reaches near the hydrocarbon-containing layer. If the layer is unstable, the casing is extended into the layer and then penetrated through the hole to allow hydrocarbon inflow. If the hydrocarbon-containing layer is stable, an essentially open hole is made and a permeable production liner is inserted into it, for example surrounded by a gravel pack.
Usually, the production liner is connected to the lower end of the production tubing. The production tubing is lowered through the casing string so that it spans the entire length of the well from the wellhead to near the hydrocarbon layer. Here, the tubing is hermetically fixed to the casing by a production packer.
[0002]
The walls of the well and the inner surface of the previously installed casing may be irregular, and the well may be curved, which requires considerable clearance between the various casings and production tubing. A considerable amount of unproductive annular space is created and extra drilling work must be done.
In general, in hydrocarbon production wells, the diameter of the upper part of the well near the ground surface and the inner diameter of the upper casing part are well over 0.5 meters, while the inner diameter of the production tubing where hydrocarbons are produced is 10-25 cm. Meter.
Many attempts have been made to reduce the size of the non-productive annular space in the well. U.S. Pat. Nos. 3,162,245, 3,203,483 and 5,014,779 disclose the use of a unique corrugated tube, which can be extended by an extended mandrel or sphere. Expanded cylindrically with respect to the inside of the casing. The disadvantages of using corrugated tubes are that they are difficult to manufacture and that the expanded tube walls can have non-uniform strength around them, which increases reliability. Hurt.
International Patent Application Publication No. WO 93/25799 discloses the use of an essentially cylindrical casing, which is expanded against the well wall by an expansion mandrel, creating a compressive force between the casing and the surrounding layer.
[0003]
This known expandable casing can be placed between a surface casing provided at the top of the well and a production casing provided at the bottom of the well. Since this surface and production casing do not extend down the hole, this well-known well casing technology uses conventional casing parts that still need to dig oversized wells or reduce the overall length of the well. Although it is necessary to insert and expand the casing string after digging, this is not always possible.
The method according to the first paragraph of claim 1 is known from French patent application 2 741 907. In this known method, a flexible hose is used, and after insertion into a well, a heavy liquid is injected to swell and cured by polymerization. The disadvantage of this known method is that it takes time for the two steps of expansion and chemical treatment, resulting in a fragile tube with irregular strength and shape.
[0004]
The object of the present invention is that the casing can be installed or extended to protect the well wall from sinking at various stages of the excavation process, and the tubing can be extended over at least a substantial length of the well. Or providing a hydrocarbon production well drilling and finishing method in which both the casing and production tubing can be installed so that the accumulation of the width of the annular space between the casing (s) and the surrounding layer is kept to a minimum. It is.
Another object of the present invention is to provide a method of making a well such that the amount of steel part required to attach and finish the casing to the well can be kept to a minimum.
[0005]
SUMMARY OF THE INVENTION The method according to the invention comprises:
A) digging a well section in the underground layer; inserting a casing into the drilled well section and expanding and fixing the casing radially in the well section;
B) Drill the drilling tool through the expanded casing and dig the next well section; insert the next casing into the next well section and radially expand the next casing within the next well section The next casing is installed so as to be coaxially overlapped with the previously installed casing, and the next casing further expands the previously installed casing. Extending to the previously installed casing ; and
C) If necessary, include a step of repeating step B multiple times until the well reaches the vicinity of the hydrocarbon-containing layer.
[0006]
Preferably, only the first casing extends from the ground surface to the well, and all subsequent casings only partially overlap the previously set casing.
In this case, the length in which the next casing sections overlap each other is preferably less than 10% of the length of each casing itself, and at least a substantial length from the ground surface to the vicinity of the hydrocarbon-containing layer. Over a portion, the well diameter variation is preferably less than 10%.
In that case, it creates a slim well of almost uniform diameter throughout its length, which is dug using minimal drilling effort and the smallest steel part to be installed in the well. .
However, in some situations, it is still required that each of the at least two casings inserted subsequent to the well extend into the wellhead.
[0007]
Further, preferably, after the casing is installed, the production tubing is inserted into the well to extend the production tubing from the ground surface to near the hydrocarbon layer, and the tubing is radially arranged inside the expanded casing string. To expand.
Suitably, the expansion mandrel is moved longitudinally through the casing and possibly tubing to plastically expand the casing and possibly tubing in a radial direction, the casing and tubing as a result of the expansion process. Made from a formable steel variety that undergoes strain hardening without causing any necking or ductile fracture, the expansion mandrel used uses a tapered non-metallic surface along part of its length. Have.
In this case, preferably the expandable mandrel has a tapered ceramic surface and the tubing and casing have a yield strength-tensile strength ratio of less than 0.8 and a yield strength of at least 275 MPa. Made from.
Also preferably, the production tubing and at least one casing comprise a tube, which is inserted into the well by winding the tube from a take-up drum.
[0008]
Alternatively, the production tubing and / or at least one casing can be made of a series of pipe sections that are interconnected at the wellhead by threaded joints, welding or gluing to form a substantially cylindrical long pipe. Can be expanded and installed below the hole according to the method according to the invention.
[0009]
Detailed description of the invention Figure 1 shows a well 1 extending from a ground surface 2 through a plurality of underground layers 3, 4, 5, 6 to an oil and / or gas containing layer 7.
In the example shown, the casing 8, 9, 10 or 11 is inserted and every time the well 1 passes through the interface 12, 13, 14 or 15 between the different layers 3, 4, 5, 6 or 7, the well It is necessary to protect and not to sink.
Accordingly, the first upper section 1A of the well 1 is first dug, and after reaching the interface 12, the upper casing 8 is inserted into the upper well section 1A and expanded radially by the expansion mandrel 16. The expanded casing 8 can be secured to the well wall by a cement or adhesive annulus (not shown). Alternatively, the expanded casing 8 can be secured to the well wall by friction. Such friction can be generated by providing a large nail (not shown) on the outer surface of the casing 8 and / or pressing the casing against the layer 3 in the radial direction.
[0010]
Next, the drilling tool is lowered through the upper casing 8 to the bottom of the first section 1A of the well and the second section 1B of the well 1 is dug. After reaching the next interface 13, the second casing 9 is lowered through the first casing 8 to the bottom of the second section 1 </ b> B of the well and is expanded radially by the expansion mandrel 16.
When the expansion mandrel 16 reaches a region where the casings 8 and 9 are coaxially overlapped with each other, the second casing 9 further expands the first casing 8 and creates strong adhesion and sealing by frictional force and compressive force. In order to reduce the expansion force that increases in the overlap region, the length of the casings 8 and 9 overlapping each other is relatively small, preferably less than 10% of the length of the shortest casings 8 and 9, so that the bottom of the upper casing 8 A slit or groove (not shown) can be provided in the bottom that pre-expands and / or opens during the expansion process.
[0011]
The second casing 9 is fixed to the well wall in the same manner as the first casing 8. In addition, a second and further optional well sections 1B, 1C, 1D are dug with an underreamer bit that can dig the entire length of the well 1 with substantially the same diameter.
Next, each of the third and fourth sections 1C and 1D of the well is dug and attached to the casing in the same manner as described for the second section 1B of the well.
At the bottom of section 1D, an expansion mandrel 16 is shown, which is moved longitudinally downward through the lowermost casing 11, thereby calibrating the casing 11 in a manner described in more detail with respect to FIG. Extend in the direction.
[0012]
FIG. 2 shows the installation of the production tubing 17 by moving the expansion mandrel 18 longitudinally through the production tubing 17 in the well 1 of FIG.
The tubing 17 is expanded so that the outer diameter is substantially equal to the inner diameter of the expanded casing, so that the production tubing 17 forms an inner cladding for the casings 89, 10 and 11, the tubing 17 and the casings 8, 9, The 10 and 11 walls strengthen each other. Staggered axial slots (not shown) can be provided at the lower end of the production tubing extending beyond the lower end of the lowermost casing 11 and into the oil and / or gas containing layer 7. This slot opens in a diamond shape as a result of the pipe expansion process, allowing oil and / or gas to flow from the layer 7 into the well 1, and this fluid flows through the tubing 17 to the ground surface 2. Go up.
Instead of providing an axial slot in the inflow section at the lower end of the production tubing 17, a non-slotted opening can be provided. These openings can be circular, oval or square holes drilled in or cut from the tubing wall and can be configured in a staggered or non-staggered overlapping or non-overlapping pattern.
[0013]
In general, providing such a non-slot shaped opening provides a higher strength tubing than expandable tubing having axial slots that overlap in a staggered fashion after expansion.
Necessary for expanding the expandable casings 8, 9, 10, 11 especially in areas where the casings 8, 9, 10, 11 overlap and in other areas where the expansion force is high, such as curved sections of the well 1. These casings can be provided with at least a plurality of slot-like or non-slot-like openings in order to alleviate unnecessary forces.
In such a case, the production tubing 17 is not perforated in the region where any casing 8, 9, 10, 11 is perforated, so that the inside of the tubing 17 and the surrounding layers 3, 4 It can be seen that a strong seal against the fluid is maintained between 5,6.
[0014]
In FIG. 3, the well 20 dug up to the underground layer 21 is shown.
A first casing 22 is installed and expanded in the upper part 20A of the well. In the illustrated example, the well top 20A has an inner diameter of about 25.4 cm. The unexpanded first casing 22 has an outer diameter of about 18.8 cm when lowered into the well. The expanded first casing 22 has an outer diameter of about 23.4 cm, so that a small ring remains around the expanded first casing 22 and is filled with cement 23.
Next, the second portion 20B of the well is dug to an inner diameter of about 21 cm, the second casing 24 is inserted into the well in an unexpanded configuration, and extends from the top of the well 20 to the bottom of the second portion 20B. . The unexpanded second casing 24 has an outer diameter of 15.7 cm and is expanded inside the well 20 to an outer diameter of 19.5 cm.
The second casing 24 is fixed by an annular body of cement 23 inside the second portion 20B of the well and inside the first casing.
Next, from the bottom of the second well section 20B to the layer 21, a third well section 20C having an inner diameter of 17.8 cm is dug, and a third casing 25 is inserted into the well 20 and expanded. The unexpanded third casing 25 has an outer diameter of about 13 cm and expands to an outer diameter of about 16.3 cm.
[0015]
Thereafter, a fourth well section 20D having an inner diameter of about 14.2 cm is dug and the fourth casing 26 is inserted into the well 20 and subsequently expanded from an outer diameter of 10.1 cm to an outer diameter of about 13 cm.
Inside the fourth casing 26, the production tubing 27 is inserted and expanded against the inner surface of the casing 26 to form the clad tubing 27.
In order to facilitate the injection of service and / or kill fluid into the well and to allow the installation of a measuring conduit or other device, a coiled service conduit 28 is inserted into the production tubing 27; The production packer 29 is sealed and connected near the bottom of the tubing 27.
The service conduit 28 includes a through hole 30 directly above the production packer so that oil and / or gas can be produced in the production tubing 27 from the well, the bottom of the service conduit 28 and the inflow region of the through hole 30.
[0016]
As a result of the expansion of the casings 22, 24, 25, 26 and the expansion of the production tubing 27, a production tubing having an inner diameter greater than 10 cm can be installed in the well 20 having an upper section 20A with an inner diameter of about 25 cm. A person skilled in the art of drilling oil and / or gas production wells may use the method of the present invention to use a larger diameter production tubing 27 within a smaller diameter well 20 than conventional well drilling finishing techniques. You will find it easier.
It will also be appreciated that instead of using only the casing to be expanded inside the well, one or more casings may be conventional non-expandable casings. For example, the upper casing can be a conventional casing, as shown in FIG. 3, with one or more telescoping expandable casing sections inserted therein and the bottom of the well shown in FIGS. A single bore casing as shown in FIG. 2 can be provided.
[0017]
FIG. 4 shows a well that crosses the underground layer 41 and a casing 42 that is fixed in the well by an annular body of cement 43.
A production tubing 44 made of high strength low alloy (HSLA) steel or other formable high strength steel in a dual phase is suspended in the casing 42.
The expansion mandrel 45 is moved longitudinally through the tubing 44 to expand the tubing 44 so that the expanded tubing outer diameter is slightly less than or approximately equal to the inner diameter of the casing 42.
The expansion mandrel 45 includes a series of ceramic surfaces 46 to limit the frictional force between the pig and the tubing 44 during the expansion process. In the example shown, the semi top angle A of the conical ceramic surface that actually expands the tubing is about 25 °. Zirconium oxide has been found to be suitable as a ceramic material that can be formed as a smooth conical ring. From experiments and simulations, if the conical semi-top angle A is between 20 ° and 30 °, then the pipe will deform and become S-shaped, essentially at the outer tip or edge of the conical portion at the tapered portion of the ceramic surface 46. It has been shown that it contacts and in some cases also contacts approximately the middle of the cone.
[0018]
According to experiments, when the tubing 44 is expanded into an S-shape, the length of the contact surface between the tapered portion of the ceramic surface 46 and the tubing 44 is reduced, and thus the amount of friction between the extended mandrel 45 and the tubing 44 is also reduced. It has also been shown to be advantageous.
According to experiments, if the semi-top angle A is smaller than 15 °, relatively high frictional force is generated between the tube and the pig, while if the semi-top angle is larger than 30 °, the plastic 44 is bent due to plastic bending. It has been shown to involve extra plastic work, thereby generating more heat and disabling forward movement of the pig 45 through the tubing 44. Accordingly, the semi-top angle A is preferably selected from 15 ° to 30 °, and should always be 5 ° to 45 °.
[0019]
Experiments have also shown that the tapered portion of the expansion mandrel 45 should have a non-metallic outer surface to avoid tubing seizure during the expansion process. Furthermore, the use of a ceramic surface for the tapered portion of the expansion mandrel resulted in a reduced average roughness of the inner surface of the tubing 44 as a result of the expansion process. Experimentation has shown that an expanded mandrel 45 with a tapered ceramic surface 46 can be formed such that the expanded tubing outer diameter D2 is at least 20% larger than the unexpanded tubing outer diameter D1. 45 can be expanded and as a formable steel, dual phase (DP) high strength low alloy (HSLA) steel known as DP55 and DP60; ASTM A106 HSLA seamless pipe, ASTM A312 austenitic stainless steel pipe, varieties TP 304L and TP 316L As well, high residual austenitic high strength hot rolled steel known as TRIP steel from Nippon Steel was also shown to be suitable.
[0020]
The mandrel 45 includes a pair of sealing rings 47 that are spaced apart from the conical ceramic surface 46 by a distance such that the ring 47 faces a plastic expanded section of the tubing 44. The sealing ring prevents high hydraulic fluids between the conical ceramic surface 46 of the mandrel 45 and the expanding tubing 44 from causing irregularly large expansion of the tubing 44.
The expansion mandrel 45 includes a central vent passage 47 that communicates with a coiled vent line 48 through which fluid can be discharged to the surface. After the expansion process is complete, the pig 45 can be pulled to the surface by a vent line, a coiled kill and / or service line (not shown) is lowered into the expanded tubing 44, and the kill and / or processing fluid is removed. It can be easily injected into the inflow zone of the hydrocarbon fluid, usually this is done via a ring between the production tubing and the well casing. However, if the tubing 44 is expanded to a smaller diameter, the remaining annular space between the casing 42 and the expanded tubing 44 drains fluid during the expansion process and injects fluid during the production process. In this case, it is not necessary to use the vent line 48 and the kill and / or service line.
[0021]
In conventional wells, production tubing having an outer diameter that is less than 50% of the inner diameter of the deepest well casing so that the tubing can be smoothly inserted even if the well is warped or the casing has an irregular inner surface It is often necessary to use Thus, essentially the tubing expansion method according to the present invention allows the efficient use of well holes.
It can be seen that instead of moving the expansion mandrel 45 hydraulically through the tubing 44, the mandrel can also be pulled through the tubing by a cable or pushed through the tubing by a pipe string or rod.
If the casing 42 and the casings 8, 9, 10, 11, 22, 24, 25 and 26 shown in FIGS. 1, 2 and 3 are made of steel varieties which can also form these casings, FIG. It can also be seen that the expansion can be performed using an expansion process similar to that described with respect to the expansion of the tubing 44.
Preferably, the expandable production tubing and expandable casing are made from formable steel varieties having a yield strength-tensile strength ratio of less than 0.8 and a yield strength of at least 275 MPa.
[0022]
Hereinafter, the present invention will be further described based on the following comparative experiment.
Experiment 1
An expansion mandrel having a conical ceramic surface (conical semi-top angle A = 20 °) was moved through a conventional oil field pipe known as casing variety L80 13% Cr. This oilfield pipe is a widely used casing type, with an initial outer diameter of 101.6 mm (4 inches), an initial wall thickness of 5.75 mm, a burst pressure of 850 bar, The curing index n was 0.075. The expansion mandrel was designed so that the outer diameter of the expanded tube was 127 mm and the diameter increase was 20%. The tube burst during the expansion process. Analysis showed that ductile fracture occurred because the ductility limit of the material was exceeded.
[0023]
Experiment 2
Experiments were performed using type QT-800 coiled tubing, which is increasingly used as production tubing in oil or gas wells. The tubing initially had an outer diameter of 60.3 mm, a wall thickness of 5.15 mm, a burst pressure of 800 bar, and a strain hardening index n = 0.14. The expansion mandrel was moved through the tubing. This mandrel was designed to include a conical ceramic surface with a conical semi-top angle A of 5 ° surrounding the conical surface, and an expanded tubing outer diameter of 73 mm (about 21% increase). This tubing burst during the expansion process. Analysis revealed that the expansion pressure exceeded the pipe burst pressure during the expansion process due to high frictional forces.
[0024]
Experiment 3
Experiments were conducted using seamless pipes made from a formable steel variety known as ASTM A 106 Grade B. The pipe initially had an outer diameter of 101.6 mm (4 inches), an initial wall thickness of 5.75 mm, and a strain hardening index n = 0.175.
The expansion mandrel was pumped through the pipe. The mandrel included a conical ceramic surface such that the conical semi-top angle A enveloping the conical surface was 20 ° and the expanded pipe outer diameter was 127 mm (5 inches) and the outer diameter increased 21%.
The pipe was successfully expanded and the hydraulic pressure applied to the mandrel to move the mandrel through the pipe was 275-300 bar. The burst pressure of the expanded pipe was 520-530 bar.
[Brief description of the drawings]
FIG. 1 is a longitudinal cross-sectional view of a well comprising a series of radially expanded casings having a substantially uniform diameter installed using the method of the present invention.
2 shows the well of FIG. 1 with production tubing extended in a series of casings.
FIG. 3 is a longitudinal sectional view of a series of casings telescopically expanded and production tubing installed in accordance with the method of the present invention.
FIG. 4 is a longitudinal sectional view of the production tubing expanded by an expansion mandrel below the hole.
[Explanation of symbols]
1, 20 Well 2 Ground surface 3, 4, 5, 6, 21, 41 Underground layer 7 Oil / gas containing layer 8, 9, 10, 11, 42 Casing 12, 13, 14, 15 Interface 16, 18 Expansion mandrel 17, 27, 44 Tubing 22 First casing 23, 43 Cement 24 Second casing 25 Third casing 26 Fourth casing 28 Service conduit 46 Ceramic surface

Claims

Ａ）地下層に坑井セクションを掘り；掘った坑井セクションにケーシングを挿入し、前記坑井セクション内で該ケーシングを径方向に拡張して固定する工程；
Ｂ）拡張したケーシングを通して穴あけ工具を降ろし、次の坑井セクションを掘り；前記次の坑井セクションに次のケーシングを挿入し、前記次の坑井セクション内で前記次のケーシングを径方向に拡張して固定する工程であって、該工程において前記次のケーシングはその前に設置したケーシングと共軸状に重なるように設置し、前記次のケーシングは前記前に設置したケーシングをさらに拡張するように前記前に設置したケーシングに対して拡張させる工程；及び、
Ｃ）必要なら坑井が炭化水素含有層の近くに到達するまで工程Ｂを複数回繰り返す工程を含むことを特徴とする、炭化水素生産井の掘削及び仕上げ方法。A) digging a well section in the underground layer; inserting a casing into the drilled well section and expanding and fixing the casing radially in the well section;
B) Drill the drilling tool through the expanded casing and dig the next well section; insert the next casing into the next well section and radially expand the next casing within the next well section The next casing is installed so as to be coaxially overlapped with the previously installed casing, and the next casing further expands the previously installed casing. Extending to the previously installed casing ; and
C) if necessary wellbore is characterized including that the steps are repeated a plurality of times the steps B until it reaches the vicinity of the hydrocarbon containing formation, drilling and completion methods hydrocarbon production well.

最初のケーシング（８）のみ地表面（２）から坑井（１）に延び、次のケーシング（９、１０、１１）はどれも前に設定されたケーシング（８、９、１０）に部分的にのみ重なる、請求項１記載の方法。Only the first casing (8) extends from the ground surface (2) to the well (1) , and the second casing (9, 10, 11) is partly part of the previously set casing (8, 9, 10) . The method of claim 1, wherein the method overlaps only.

次のケーシングセクション（８、９、１０、１１）が互いに重なる長さは、各ケーシング（８、９、１０、１１）自身の長さの１０％より短い、請求項２記載の方法。Method according to claim 2, wherein the length of the next casing section (8, 9, 10, 11) overlapping each other is less than 10% of the length of each casing (8, 9, 10, 11) itself.

坑井における地表面から炭化水素含有層の近くまでの少なくとも実質的な長さ部分に亘って、坑井（１）の直径の変動は１０％より小さい、請求項３記載の方法。4. The method according to claim 3, wherein the diameter variation of the well (1) is less than 10% over at least a substantial length from the ground surface to the vicinity of the hydrocarbon-containing layer in the well.

坑井に続いて挿入される少なくとも２つのケーシング（２４、２５）の各々が坑口まで延びる、請求項１記載の方法。The method of claim 1, wherein each of the at least two casings (24, 25) inserted subsequent to the well extends to the wellhead.

前記ケーシング（８、９、２４、２５、４４）を設置した後、生産チュービング（２６）を坑井に挿入して該生産チュービングを地表面から炭化水素層の近くに延ばし、そして拡張させたケーシングストリング（８、９、２４、２５、４４）の内側で該チュービング（２６）を径方向に拡張させる、請求項１記載の方法。After installing the casing (8, 9, 24, 25, 44) , the production tubing (26) is inserted into the well to extend the production tubing from the ground surface near the hydrocarbon layer and expanded. The method of claim 1, wherein the tubing (26) is radially expanded inside the string (8, 9, 24, 25, 44) .

ケーシング（８、９、２４、２５、４４）及び場合によってはチュービング（２６）を通って縦方向に拡張マンドレル（１６、４５）を移動させることにより、前記ケーシング及び場合によってはチュービングを径方向に塑性拡張し、前記ケーシング及びチュービングは、拡張工程の結果としてどんなくびれも延性破壊も生じることなくひずみ硬化し得る形成可能なスチール品種から作られており、使用する前記拡張マンドレル（１６、４５）は、その長さの一部に亘ってテーパー付き非金属表面（４６）を有する、請求項１又は６に記載の方法。By moving the expansion mandrel (16, 45) longitudinally through the casing (8, 9, 24, 25, 44) and possibly the tubing (26) , the casing and possibly the tubing are moved radially. The plastic expansion and the casing and tubing are made of a formable steel variety that can be strain hardened without any constriction or ductile failure as a result of the expansion process, and the expansion mandrels (16, 45) used are The method according to claim 1 or 6, wherein the method has a tapered non-metallic surface (46) over a portion of its length.

拡張マンドレル（１６、４５）がテーパー付セラミック表面（４６）を有し、チュービング（２６）とケーシング（８、９、２４、２５、４４）が、０．８より小さい降伏強度−引張り強さの比および少なくとも２７５ＭＰａの降伏強度を有する形成可能なスチール品種から作られる、請求項７記載の方法。The expansion mandrel (16, 45) has a tapered ceramic surface (46) and the tubing (26) and casing (8, 9, 24, 25, 44) have a yield strength-tensile strength of less than 0.8. 8. The method of claim 7, wherein the method is made from a formable steel variety having a ratio and a yield strength of at least 275 MPa.

生産チュービング（２６）及び少なくとも一つのケーシング（８、９、２４、２５、４４）が管から成り、巻き取りドラムから該管を巻き取ることにより坑井に該管を挿入する、請求項６記載の方法。The production tubing (26) and the at least one casing (8, 9, 24, 25, 44) comprise pipes, which are inserted into the well by winding the pipes from a take-up drum. the method of.

拡張マンドレルのテーパー付セラミック表面（４６）が、５゜〜４５゜のセミトップ角Ａを形成する、請求項８記載の方法。The method of claim 8, wherein the tapered ceramic surface (46) of the expansion mandrel forms a semi-top angle A of 5 ° to 45 °.

前記セミトップ角Ａが１５゜〜３０゜である、請求項１０記載の方法。The method according to claim 10, wherein the semi-top angle A is 15 ° to 30 °.

少なくとも最下ケーシング（１１、２５、２６）がスロット又は開口を備える、請求項１記載の方法。The method according to claim 1, wherein at least the lowermost casing (11, 25, 26) comprises a slot or opening.