NO332449B1 - Anordning og fremgangsmate for a tette borehull - Google Patents
Anordning og fremgangsmate for a tette borehull Download PDFInfo
- Publication number
- NO332449B1 NO332449B1 NO20033338A NO20033338A NO332449B1 NO 332449 B1 NO332449 B1 NO 332449B1 NO 20033338 A NO20033338 A NO 20033338A NO 20033338 A NO20033338 A NO 20033338A NO 332449 B1 NO332449 B1 NO 332449B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- elastomeric material
- pipeline
- swelling
- seal
- borehole
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 34
- 238000007789 sealing Methods 0.000 title claims description 5
- 239000013536 elastomeric material Substances 0.000 claims abstract description 136
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 50
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 claims abstract description 47
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract description 41
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 40
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 39
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 claims abstract description 14
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 10
- 239000005060 rubber Substances 0.000 claims abstract description 5
- 230000008961 swelling Effects 0.000 claims description 86
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims description 13
- 239000000806 elastomer Substances 0.000 claims description 9
- 229920000181 Ethylene propylene rubber Polymers 0.000 claims description 6
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 claims description 5
- 229920002943 EPDM rubber Polymers 0.000 claims description 4
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 claims description 3
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 3
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 claims description 2
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000011707 mineral Substances 0.000 claims description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 abstract description 5
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 abstract 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 37
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 6
- 238000001125 extrusion Methods 0.000 description 6
- 239000010720 hydraulic oil Substances 0.000 description 5
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 5
- XLOMVQKBTHCTTD-UHFFFAOYSA-N Zinc monoxide Chemical compound [Zn]=O XLOMVQKBTHCTTD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000003466 welding Methods 0.000 description 4
- 229920005601 base polymer Polymers 0.000 description 3
- 239000006229 carbon black Substances 0.000 description 3
- 239000000049 pigment Substances 0.000 description 3
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000004873 anchoring Methods 0.000 description 2
- 239000002585 base Substances 0.000 description 2
- 230000008602 contraction Effects 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 230000005489 elastic deformation Effects 0.000 description 2
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 2
- 239000003292 glue Substances 0.000 description 2
- HTUMBQDCCIXGCV-UHFFFAOYSA-N lead oxide Chemical compound [O-2].[Pb+2] HTUMBQDCCIXGCV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910000464 lead oxide Inorganic materials 0.000 description 2
- ZLNQQNXFFQJAID-UHFFFAOYSA-L magnesium carbonate Chemical compound [Mg+2].[O-]C([O-])=O ZLNQQNXFFQJAID-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 239000001095 magnesium carbonate Substances 0.000 description 2
- 229910000021 magnesium carbonate Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 2
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 2
- 230000035939 shock Effects 0.000 description 2
- 239000002195 soluble material Substances 0.000 description 2
- 239000011787 zinc oxide Substances 0.000 description 2
- 239000005864 Sulphur Substances 0.000 description 1
- -1 accelerators Substances 0.000 description 1
- 239000012190 activator Substances 0.000 description 1
- 239000013543 active substance Substances 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 1
- 239000003963 antioxidant agent Substances 0.000 description 1
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 1
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 239000004014 plasticizer Substances 0.000 description 1
- 239000012744 reinforcing agent Substances 0.000 description 1
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 1
- 230000000979 retarding effect Effects 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000002522 swelling effect Effects 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
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
- E21B33/14—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like for cementing casings into boreholes
-
- 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
-
- 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
- E21B43/103—Setting of casings, screens, liners or the like in wells of expandable casings, screens, liners, or the like
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S277/00—Seal for a joint or juncture
- Y10S277/934—Seal swells when wet
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S277/00—Seal for a joint or juncture
- Y10S277/935—Seal made of a particular material
- Y10S277/944—Elastomer or plastic
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)
- Pipe Accessories (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Gasket Seals (AREA)
Abstract
Anordninger og fremgangsmåter er beskrevet som er spesielt egnet for å skape en tetning i et ringrom i et borehull. I en utførelse er en ytre overflate (lOs) av en ekspanderbar rørledning (10) forsynt med en formasjon (20) som innbefatter et elastomert materiale (for eksempel en gummi) som kan ekspandere og/eller svelle når materialet kommer i kontakt med et aktiviserende middel (for eksempel vann, saltoppløsning, borefluid etc). Den ekspander bare rørledning (10) befinner seg inne i en andre rørledning (for eksempel et forhåndsinstallert foringsrør, forlengingsrør eller åpent borehull) og er radialt ekspandert. Det aktiviserende middel kan være naturlig forekommende i borehullet eller kan bli injisert eller pumpet inn i dette for å ekspandere eller svelle det elastomere materialet for å skape tetningen.
Description
Anordning og fremgangsmåte for å tette borehull
Foreliggende oppfinnelse vedrører en anordning og fremgangsmåte for å tette et ringrom i et borehull. Den foreliggende oppfinnelse kan også benyttes til å tette og låse ekspanderbare rørformede elementer i forede borehull, samt åpne borehull spesielt.
Det er kjent å benytte ekspanderbare rørformede elementer, for eksempel forlengingsrør, foringsrør og lignende, som er plassert i et borehull og radielt ekspandert på stedet ved å påføre en radiell ekspansjonskraft ved bruk av en mekanisk ekspansjonsanordning eller et oppblåsbart element, slik som en ekspansjonspakning, jf. US2945541 og WO/2000/37766. Når det ekspanderbare element har blitt ekspandert på plass, kan elementet ikke kontakte rørledningen (for eksempel forlengingsrør, foringsrør, formasjon) hvori det er plassert langs hele lengden av elementet, og en tetning er vanligvis nødvendig mot forlengelsesrører, fonngsrøret eller formasjonen for å hindre fluidstrøm i et ringrom skapt mellom det ekspanderbare element og forlengingsrøret, foringsrøret eller formasjonen, og også for å holde forskjell i trykk Tetningen hjelper også til å hindre bevegelse av det ekspanderbare element som kan forårsake for eksempel ekspansjon eller kontraksjon av elementet eller andre rørformede elementer inne i borehullet, og/eller tilfeldige støt eller slag
Når man kjører inn og ekspanderer i applikasjoner med åpne hull eller i skadede eller utvaskede foringsrør, forlengingsrør etc, kan diameteren til borehullet eller foringsrøret, forlengningsrøret etc. være ikke nøyaktig kjent ettersom det kan variere over lengden til borehullet på grunn av variasjoner i de ulike materialer i formasjonen, eller variasjoner i den innvendige diameter av brønnhullets rørvarer I visse brønnformasjoner så som utvasket sandsten, kan størrelsen på borehullet variere i stor utstrekning langs dets lengde eller dybde
I samsvar med en første siden ved den foreliggende oppfinnelse er det tilveiebrakt en tetning for bruk i et borehull ifølge krav 1.
I samsvar med en andre side ved den foreliggende oppfinnelse er det tilveiebrakt en fremgangsmåte for å skape en tetning i et borehull ifølge krav 16
I samsvar med en tredje side ved den foreliggende oppfinnelse er det tilveiebrakt en rørmontering for bruk i en brønnbane ifølge krav 30.
Tetningen blir fortrinnsvis ekspandert i et ringrom for å avtette nngrommet eller et parti av dette.
Det elastomere materiale er vanligvis en gummi. Det elastomere materialet kan være Nitril™, Viton™, Aflas™, etylenpropylen gummier (EPM eller EPDM) eller Kalrez™, skjønt andre egnede materialer kan også benyttes Ethvert elastomert materiale kan brukes Valget av elastomert materiale vil i stor utstrekning avhenge av den bestemte applikasjon og det aktiviserende middel Fluidene som er tilstede nede i hullet vil også bestemme hvilket elastomert materiale eller aktiviserende middel som kan benyttes.
Det aktiviserende middel omfatter vanligvis en vann- eller mineralbasert olje eller vann. Produksjon og/eller borefluider (for eksempel saltoppløsning, boreslam eller lignende) kan også benyttes. Hydraulisk olje kan benyttes som det aktiviserende middel. Ethvert fluid som reagerer med et bestemt elastomert materiale kan bh benyttet som aktiviserende middel Valget av aktiviserende middel vil avhenge av den spesielle applikasjon, det elastomere materialet og fluidene som er tilstede nede i hullet.
Det aktiviserende middel kan være naturlig forekommende nede i hullet, eller kan bli injisert eller pumpet ned i borehullet Alternativt kan en beholder (for eksempel en pose) med det aktiviserende middel lokaliseres ved eller nær det elastomere materialet hvor beholderen brister ved radiell ekspansjon av rørledningen Således kommer det aktiviserende middel i kontakt med det elastomere materialet som får det til å ekspandere og/eller svelle.
Det elastomere materialet blir typisk påført en ytre overflate av en rørledning Rørledningen kan være ethvert brønnrør, så som borerør, forlengingsrør, foringsrør eller lignende. Rørledningen er fortrinnsvis i stand til å kunne bli radielt ekspandert og er således vanligvis av et duktilt materiale.
Rørledningen kan være en bestemt lengde eller kan være i form av en streng hvor to eller flere rørledningen er koblet sammen (for eksempel ved sveising, skruegjenger etc). Det elastomere materialet kan påføres ved to eller flere aksielt avstandsbeliggende steder på rørledningen Det elastomere materialet blir typisk påført ved et antall aksielt avstandsbeliggende steder på rørledningen.
Rørledningen blir vanligvis radielt ekspandert. Rørledningen befinner seg typisk i en andre rørledning før den blir radielt ekspandert. Den andre rørledning kan være et borehull, foringsrør, forlengingsrør eller annet brønnrør
Det elastomere materialet kan være i det minste delvis dekket eller omsluttet av et ikke-svellende og/eller ikke ekspanderende elastomert materiale Det ikke-svellende og/eller ikke-ekspanderende elastomere materialet kan nære en elastomer som sveller i et bestemt fluid som ikke er tilsatt eller injisert i borehullet, eller er ikke naturlig forekommende i borehullet Alternativt kan det ikke-svellende og/eller ikke-ekspanderende elastomere materialet være en elastomer som sveller i en mindre utstrekning i det naturlig forekommende, tilsatte eller injiserte fluid.
Som et ytterligere alternativ kan en ikke-svellende polymer (for eksempel en plast) bh benyttet i stedet for det ikke-svellende og/eller ikke-ekspanderende elastomere materialet. Den ikke-svellende polymer kan være Teflon™, Ryton™ eller Peek™
Det elastomere materialet kan være i form av en formasjon. Formasjonen kan omfatte en eller flere bånd av elastomert materiale, der båndene typisk er ringformede. Alternativt kan formasjonen omfatte to ytre bånd av et ikke-svellende og/eller ikke-ekspanderende elastomert materiale (eller annen gummi eller plast) med et bånd av svellende elastomert materiale mellom dem. En ytterligere alternativ formasjon omfatter en eller flere bånd av elastomert materiale som er mer eller mindre dekket eller omsluttet i et ikke-svellende og/eller ikke-ekspanderende elastomert materiale (eller annet) Minst et parti av det elastomere materialet er vanligvis ikke dekket med det ikke-svellende og/eller ikke-ekspanderende materialet. Det utdekkede parti av det elastomere materialet letter typisk kontakten mellom materialet og det aktiviserende middel. Andre formasjoner kan også benyttes
Det elastomere materialet sveller normalt ved kontakt med det aktiviserende fluid på grunn av absorpsjon av fluidet av materialet. Alternativt, eller i tillegg, kan det elastomere materialet ekspandere gjennom kjemisk angrep som resulterer i en nedbrytning av tverrknyttede bånd.
Det elastomere materialet ekspanderer vanligvis og/eller sveller ved rundt 5% til 200%, skjønt verdier utenfor dette området er også mulig. Ekspansjon og/eller svelling av det elastomere materialet kan typisk bli styrt. For eksempel kan den begrensende mengde av aktiviserende middel styre mengden av ekspansjon og/eller svelling. Også redusering av mengden av elastomert materiale som er eksponert for det aktiviserende middel (for eksempel å dekke eller omslutte mer eller mindre av materialet i et ikke-svellende materialet) kan styre mengden av ekspansjon og/eller svelling Andre faktorer slik som temperatur og trykk kan også påvirke størrelsen av ekspansjon og/eller svelling som også overflatearealet av det elastomere materialet kan, som er utsatt for det aktiviserende middel.
Eventuelt kan ekspansjon og/eller svelling av det elastomere materialet forsinkes for en tidsperiode Dette gjør at rørledningen kan lokaliseres i den andre rørledning og bli radielt ekspandert før det elastomere materialet ekspanderer og/eller sveller Kjemiske additiver kan kombineres med basisformulenngen av det svellende elastomere materialet for å forsinke svellingen i en tidsperiode Tidsperioden kan være hva som helst fra noen få timer til noen få dager. Det bestemte kjemiske additiv som typisk blir benyttet avhenger av strukturen til basispolymeren i det elastomere materialet. Pigmenter så som sot, lim, magnesiumkarbonat, sinkoksid, blyoksid og svovel er kjent for å ha en senkende eller forsinkende påvirkning på svellingsgraden.
Som et alternativ til dette, kan et vann- eller annet alkali løsbart materiale bh benyttet, hvor det løsbare materialet er i det minste delvis oppløst ved kontakt med et fluid, eller ved alkaliteten til vannet.
Fremgangsmåten innbefatter vanligvis det ytterligere trinn av å påføre det elastomere element mot en ytre flate av en rørledning Rørledningen kan være ethvert brønnrør, så som borerør, forlengingsrør, foringsrør eller lignende Rørledningen er med fordel i stand til å bh radielt ekspandert og er således vanligvis av et duktilt materiale
Fremgangsmåten innbefatter typisk det ytterligere trinn av å lokalisere rørledningen inne i en andre rørledning. Den andre rørledning kan omfatte et borehull, foringsrør, forlengingsrør eller annet brønnrør.
Fremgangsmåten innbefatter typisk det ytterligere trinn ved å påføre en radiell ekspansjonskraft mot rørledningen. Den radielle ekspansjonskraft øker typisk den indre og ytre diameter av rørledningen. Den radielle ekspansjonskraft kan påføres ved bruk av et oppblåsbart element (for eksempel en ekspansjonspakning) eller en ekspansjonsanordning (for eksempel en koner) Rørledningen kan nedsettes på toppen av det oppblåsbare element eller ekspansjonsordningen når den blir kjølt ned i den andre rørledning.
Fremgangsmåten innbefatter typisk det ytterligere trinn av å tilveiebringe en ekspansjonsanordning og skyve eller trekke ekspansjonsanordningen gjennom rørledningen. Ekspansjonsanordningen blir typisk festet til en borestreng, kveilrørstreng, wirehne el, men kan skyves eller trekkes gjennom den andre rørledning ved bruk av enhver konvensjonell innretning.
Alternativt innbefatter fremgangsmåten typisk det ytterligere trinn av å tilveiebringe et oppblåsbart element og aktivisere det oppblåsbare elementet Det oppblåsbare element kan festes til en borestreng, kveilrørstreng eller wirehne (med en brønnpumpe). Eventuelt kan fremgangsmåten innbefatte et, flere eller alle de ytterligere trinn av å tømme det oppblåsbare element, bevege det til et annet sted og igjen låse det opp for å ekspandere et ytterligere parti av rørledninger.
Fremgangsmåten valgvis innbefatter det ytterligere trinn av å injisere eller pumpe det aktiviserende middel mn i borehullet. Fremgangsmåten innbefatter eventuelt det ytterligere trinn av å midlertidig forankre rørledningen på plass. Dette tilveiebringer et forankringspunkt for den radielle ekspansjon av rørledningen. En ekspansjonspakning, holdekiler eller lignende kan benyttes for dette formål Det oppblåsbare element blir eventuelt benyttet for å ekspandere et parti av rørledningen mot den andre rørledning for å virke som et forankringspunkt
Utførelsen av den foreliggende oppfinnelsen skal nå bli beskrevet, kun gjennom eksempel, med henvisning til de vedlagte tegninger hvor: Figur 1 viser en første utførelse av en formasjon eller en utforming påført en ytre overflate av en rørledning; Figur 2 viser en andre utførelse av en formasjon påført en ytre overflate av en rørledning; Figur 3a viser en tredje utførelse av en formasjon påført en ytre overflate av en rørledning, og Figur 3b viser et lengdesnitt gjennom et parti av rørledningen ifølge Figur 3a.
Det vises nå til tegningene, hvor Figur 1 viser en rørledning 10 som er utstyrt med en første utførelse av en formasjon 20 på en ytre overflate 10s av dette Fo9rmasjonen 20 innbefatter et antall bånd 22 som er avrundet på deres ytre kanter 22o og er forbundet med et antall daler 24 mellom dem. Båndene 22 og dalene 24 tilveiebringer en total ribbeprofil for formasjonen 20.
Formasjonen 20 utgjøres vanligvis av et elastomert materiale som kan ekspandere og/eller svelle på grunn av kontakt med et aktiviserende middel så som et fluid Ekspansjonen og/eller svellingen av det elastomere materiale medfører øket dimensjonelle egenskaper i det elastomere materialet i formasjonen 20. Det vil si at materialet som danner båndene 22 og dalene 24 vil ekspandere eller svelle i både lengde- og radialretningen, hvor størrelsen på ekspansjonen eller svellingen avhenger av mengden av aktiviserende middel, mengden av absorpsjon av dette ved det elastomere materialet og mengden av elastomert materiale i seg selv. Det vil også forstås at for et gitt elastomert materiale er størrelsen på svellingen og/eller ekspansjonen en funksjon ikke bare av typen aktiviserende middel, men også fysiske faktorer så som trykk, temperatur og overflateareal av materialet som eksponeres for det aktiviserende middel.
Ekspansjonen og/eller svelling av det elastomere materialet kan finne sted enten ved absorpsjon av det aktiviserende middel i den porøse struktur av det elastomere materialet, eller gjennom kjemiske angrep som medfører en nedbrytning av kryssforbundne bånd For korthets skyld skal bruken av termer "svelle" og "svellende" eller lignende forstås også å relatere til den mulighet at det elastomere materialet i tillegg kan, eller alternativt ekspandere.
Det elastomere materialet er vanligvis et gummimatenale så som Nitril™, Viton™, Aflas™, etylenpropylen gummier (EPM eller EPDM) og Kalrez™. Det aktiviserende middel er vanligvis et fluid, så som hydraulisk olje eller vann, og er generelt et olje- eller vannbasert fluid. For eksempel saltoppløsning eller annen produksjon eller borefluider (for eksempel slam) kan benyttes for å få det elastomere materialet til å svelle Aktivisenngsmiddelet benyttet for å aktivisere svellingen av det elastomere materialet kan enten være naturlig forekommende i selve borehullet, eller spesifikke fluider eller kjemikalier som blir pumpet eller injisert inn i borehullet.
Typen av aktiviserende middel som bevirker at det elastomere materialet sveller avhenger generelt av egenskapene til materialet og spesielt det herdende materialet, eller kjemikalier benyttet i det elastomere materialet.
Tabell 1 nedenfor gir eksempler på fluidsvelling for et utvalg elastomere materialer og størrelsen ved hvilken de sveller når de utsettes for visse aktiviserende midler.
Som indikert ovenfor avhenger størrelsen på svellingen av det elastomere materialet av typen aktiviserende middel benyttet for å aktivisere svellingen, hvorved mengden av aktiviserende middel og mengden og type av elastomert materiale som eksponeres for det aktiviserende middel. Størrelsen av svellende elastomert materiale kan bli styrt ved å styre mengden fluid som tillates å kontakte materialet og for hvor lenge. For eksempel kan materialet kun eksponeres for en begrenset fluidstørrelse hvor materialet kan kun absorbere denne begrensede mengde. Således vil svelling av det elastomere materialet stoppe når alt fluidet har blitt absorbert av materialet.
Det elastomere materialet kan typisk svelle med omkring 5% (eller mindre) til omkring 200% (eller mer) avhengig av typen elastomert materiale og det aktiviserende middel som benyttes. Dersom bestemte egenskaper på materialet og mengden fluid som materialet utsettes for er kjent, så er det mulig å forutsi ekspansjonens eller svellingens størrelse. Det er også mulig å forutsi hvor mye materiale og fluid som vil være påkrevet for å fylle et kjent volum
Strukturen til formasjonen 20 kan være en kombinasjon av svellende eller ekspanderende og ikke-svellende og ikke-ekspanderende elastomerer, og ytre overflater av formasjonen 20 kan profileres for muliggjøre maksimal materialeksponenng for det svellende eller ekspanderende medium. For korthets skyld vil ikke-svellende og ikke-ekspanderende elastomert materiale bli referert til i alminnelighet ved "ikke-svellende", men det vil forstås at dette kan innbefatte ikke-ekspanderende elastomere materialer også.
Formasjonen 20 blir vanligvis påført den ytre overflate 10s av rørledningen 10 før den blir radielt ekspandert. Rørledningen 10 kan være ethvert brønnrør som er i stand til å motstå plastisk og/eller elastisk deformasjon og kan være en enkelt lengde av for eksempel forlengingsrør, fønngsrør etc. Imidlertid kan rørledningen 10 dannes av et antall lengder med foringsrør, forlengingsrør eller lignende som er koblet sammen ved bruk av enhver konvensjonell innretning, for eksempel skruegjenger, sveising etc.
Formasjonen 20 blir typisk påført ved aksielt avstandsbeliggende steder langs lengden til rørlengden 10, skjønt den kan forsynes kontinuerlig over lengden til rørledningen 10 eller et parti av denne Det vil forstås at det elastomere materialet vil kreve plass mn i hvilke det kan svelle, og dermed er det å foretrekke
å ha minst noe avstand mellom formasjonene 20. Det elastomere materialet av de eller hver formasjon 20 er typisk i en massiv eller forholdsvis massiv form slik at den kan festes eller bindes til den ytre overflate 10s og forbli der når rørledningen 10 blir kjørt inn i borehullet, foringsrøret, forlengnmgsrøret eller lignende.
Når borehullet har blitt boret, eller i det tilfellet av et borehull som er forsynt med forhåndsinstallert foringsrør, forlengingsrør eller lignende, er rørledningen 10 plassert i borehullet, foringsrøret, forlengningsrøret eller lignende og radielt ekspandert ved bruk av enhver konvensjonell innretning. Dette kan gjøres ved å bruke et oppblåsbart element (for eksempel en ekspansjonspakning eller en ekspansjonsanordning) for eksempel en konus for å påføre en radiell ekspansjonskraft. Rørledningen 10 gjennomgår vanligvis plastisk og/eller elastisk deformasjon for å øke dens indre og ytre diametere.
Ekspansjonen av rørledningen 10 er typisk ikke tilstrekkelig til å ekspandere den ytre overflate 10s i direkte kontakt med formasjonen av borehullet eller det forhåndsinstallerte foringsrør, forlengelsesrør eller lignende, skjønt dette behøver ikke alltid å være tilfelle For eksempel kan visse partier av rørledningen 10 kontakte formasjonen på steder langs dens lengde på grunn av normale variasjoner i diameter av borehullet under boring, og/eller variasjoner i diameter av selve rørledningen 10 Således, et ringrom blir typisk skapt mellom den ytre overflate 10s og borehullet, foringsrøret, forlengningsrøret etc.
Det vil forstås at det elastomere materialet i de eller hver formasjon 20 kan begynne å svelle så snart som rørledningen 10 er plassert i borehullet ettersom fluidet som aktiviserer svellingen kan være naturlige forekommende i borehullet. I dette tilfellet er det vanligvis ikke noe krav om å injisere kjemikalier eller andre fluider for å aktivisere svellingen av det elastomere materialet.
Det elastomere materialet kan imidlertid kun svelle når det kommer i kontakt med bestemte fluider som ikke er naturlig forekommende i borehullet, og dermed vil fluidet måtte bh injisert eller pumpet inn i ringrommet mellom rørledningen 10 og
borehullet, foringsrøret, forlengelsesrøret eller lignende. Dette kan gjøres ved å benytte enhver konvensjonell innretning.
Som et alternativ til dette kan en pose eller annen slik beholder (ikke vist) som inneholder det aktiviserende fluid bli festet til den ytre overflate 10s ved eller nær ved i hver formasjon 20 Faktisk kan posen eller lignende plasseres over i eller hver formasjon 20. Således, når rørledningen 10 blir ekspandert fra radielt, brister posen som bevirker det aktiviserende fluid til å kontakte det elastomere materialet.
Det vil forstås at det er mulig å forsinke svellingen av det elastomere materialet Dette kan gjøres ved å bruke kjemiske additiver i basisformuleringen som bevirker en forsinkelse i svellingen Typen av additiver som kan tilsettes vil typisk variere og kan være forskjellig for hvert elastomere materiale, avhengig av basispolymeren benyttet i materialet Typiske pigmenter som kan tilsettes som er kjent for å forsinke eller å ha en sakkende påvirkning på graden av svelling innbefatter sot, lim, magnesiumkarbonat, sinkoksid, blyoksid og svovel.
Som et alternativ kan det elastomere materialet være i det minste delvis eller fullstendig innesluttet i et vannløselig eller alkaliløslig polymert dekke. Dekket kan bh i det minste delvis oppløst av vann eller alkaliteten til vannet slik at det aktiviserende middel kan kontakte det elastomere materialet nedenunder. Dette kan benyttes for å forsinke svellingen ved å velge et bestemt oppløsbart dekke som kan kun oppløses av kjemikalier eller fluider som blir injisert inn i borehullet ved et forutbestemt tidspunkt.
Forsinkelsen i svelling kan tillate rørledningen 10 å bli plassert i borehullet, foringsrøret, forlengelsesrøret eller lignende og ekspandere på plass før svelling eller en vesentlig del av dette finner sted Forsinkelsen i svellingen kan være av enhver varighet fra timer til dager.
Når det elastomere materialet sveller, ekspanderer det og skaper således en tetning i ringrommet. Tetningen er avhengig av diameteren til borehullet, foringsrøret, forleningsrøret eller lignende ettersom materialet vil svelle og fortsette å svelle ved absorpsjon av fluidet til i hovedsak å fylle ringrommet mellom rørledningen 10 og borehullet, foringsrøret, forlengningsrøret eller lignende i nærheten av formasjonen 20. Når det elastomere materialet sveller og fortsetter å gjøre dette, vil det komme i kontakt med formasjonen av borehullet, foringsrøret, forlengningsrøret eller lignende og vil få inn i en kompressiv tilstand for å tilveiebringe en tett tetning i ringrommet. Ikke bare virker det elastomere materialet som et tetning, men det vil også tendere til å låse rørledningen 10 på plass inne i borehullet, foringsrøret eller forlengningsrøret eller lignende.
Ved svelling bibeholder det elastomere materialet tilstrekkelig mekaniske egenskaper (for eksempel hardhet, strekkfasthet, elastisitetsmodul, tøyning ved brudd etc.) til å motta trykkforskjell mellom borehullet og innsiden av forlengelsesrøret, foringsrøret etc. De mekaniske egenskaper som blir bibehold sikrer også at det elastomere materialet forblir bundet til rørledningen 10. De mekaniske styrker kan opprettholdes over en betydelig tidsperiode slik at tetningen skapt av det svellende elastomere materialet ikke forringes overtid.
Det vil forstås at de mekaniske egenskaper til det elastomere materialet kan justeres eller innstilles til bestemte krav Kjemiske additiver så som forsterkende midler, sot, plastiseringsmidler, akseleratorer, aktivatorer, antioksidanter og pigmenter kan tilsettes basispolymeren for å få en virkning på de endelige materialegenskaper, innbefattende svellingens størrelse. Disse kjemiske additiver kan variere eller endre strekkfastheten, elastisitetsmodulen, hardhet og andre faktorer til det elastomere materialet.
Den elastiske eller føyelige beskaffenhet til det elastomere materialet kan tjene til å absorbere støt og slag nede i borehullet, og kan også tolerere bevegelse av rørledningen til (og andre brønnrørselementer) på grunn av ekspansjon og kontraksjon etc.
Det vises nå til Figur 2 hvor det er vist en alternativ formasjon 30 som kan påføres en ytre overflate 40s av en rørledning 40 Rørledningen 40 kan være den samme eller lignende rørledningen 10. Som med formasjonen 20 kan formasjonen 30 bli påført ved et antall aksielt avstandsbeliggende steder langs lengden til rørledningen 40. Rørledningen 40 kan være en bestemt lengde av brønnrør som er i stand til å bli radielt ekspandert, eller kan omfatte en lengde av bestemte partier av brønnrør som er koblet sammen (for eksempel med sveising, skruegjenger etc.)
Formasjonen 30 omfatter to ytre bånd 32, 34 av et ikke-svellende elastomert materiale med et mellomliggende bånd 36 av et svellende elastomert materiale mellom seg. Det vil forstås at det mellomliggende bånd 36 har blitt anordnet med en ribbeformet eller serratert ytret profil for å tilveiebringe en større mengde materiale (dvs. et øket overflateareal) som eksponeres for det aktiviserende fluid som bevirker svellingen. Bruken av de ytre bånd 32, 34 av et ikke-svellende elastomert materiale kan gjøre at svellingens størrelse av de mellomliggende bånd 36 av elastomert materiale kan styres Dette er fordi de to ytre bånd 32, 34 kan begrense eller på annen måte begrense størrelsen på svellingen av det elastomere materialet (dvs. båndet 36) i aksiell retning. Således vil svellingen av materialene bli i hovedsak begrenset til den radielle retning.
Det ikke-svellende elastomere materiale kan være en elastomer som sveller i et bestemt fluid som ikke er tilsatt eller injisert i borehullet, eller er ikke naturlig forekommende i borehullet. Alternativt kan de ikke-svellende elastomere materialene være en elastomer som sveller i en mindre utstrekning i det naturlig forekommende, tilsatte eller injiserte fluid. For eksempel, og med henvisning til Tabell 1 ovenfor, dersom hydraulisk olje blir benyttet som det aktiviserende fluid, så kunne det elastomere materialet være EPDM (som ekspanderer om lag 200% i hydraulisk olje) og det ikke-svellende elastomere materialet kunne være Kalrez™ ettersom dette kun sveller ved om lag 5% i hydraulisk olje.
Som et ytterligere alternativ kan den ikke-svellende polymer (for eksempel en plast) benyttes istedenfor ikke-svellende elastomert materiale For eksempel Teflon™, Ryton™ eller Peek™ kan benyttes.
Det vil forstås at begrepet "ikke-svellende elastomert materiale" er ment å omfatte alle disse valgmuligheter
De ytre bånd 32, 34 av et ikke-svellende elastomert materiale tilveiebringer også en mekanisme, ved hvilken svellingen av det elastomere materialet i midtbåndet 36 kan styres. For eksempel når rørledningen 10 blir ekspandert radielt, vil båndene 32, 34 av det ikke-svellende elastomere materialet også ekspandere, som dermed skaper en delvis tetning i ringrommet mellom den ytre flate 10s av rørledningen 10 og borehullet, foringsrøret, forleningsrøret eller lignende. Den delvise tetning reduserer mengden av fluid som kan forbiløpe den og absorberes av det svellende elastomere materialet i båndet 36. Denne begrensning i strømmen av fluid kan benyttes til å forsinke svellingen av det elastomere materialet i båndet 36 ved å begrense mengden av fluid som kan absorberes av materialet, og dermed redusere svellingsgraden
Tykkelsen til båndene 32, 34 i den radielle retning kan velges til å tillate enten en stor mengde fluid å sive inn i båndet 36 (dvs. ved å gjøre båndene forholdsvis tynne) eller en liten mengde med fluid (dvs ved å gjøre båndene forholdsvis tykke). Dersom båndene 32, 34 er forholdsvis tykke vil et lite ringrom skapes mellom den ytre overflate av båndene 32, 34 og borehullet etc, som dermed tilveiebringer en hindring for fluidet. Den hindrede fluidstrømning vil dermed få det elastomere materialet til å svelle langsommere. Dersom båndene 32, 34 er forholdsvis tynne så skapes et større ringrom som tillater mer fluid å passere det, og dermed tilveiebringer mer fluid som kan svelle med elastomere materialer.
I tillegg kan de to ytre bånd 32, 34 også hjelpe til å hindre ekstrudering av det svellende elastomere materiale i båndet 36. Det svellende elastomere materialet i båndet 36 blir vanligvis mykere når det sveller og kan dermed ekstrudere. Det ikke-svellende materiale i båndene 32, 34 kan hjelpe til å styre og/eller hindre ekstruderingen av det svellende elastomere materialet. Det vil forstås at båndene 32, 34 reduserer plassens størrelse, i hvilke det svellende materiale til båndet 36 kan ekstrudere og dermed ved å redusere plassen inn i hvilke det kan ekstrudere, kan størrelsen på ekstruderingen styres eller vesentlig forhindres. For eksempel, dersom tykkelsen til båndene 32, 34 er slik at det er svært lite eller ingen plass inn i hvilke et svellende elastomere materialet kan ekstrudere inn i, så kan dette stoppe ekstruderingen Alternativt kan tykkelsen til båndene 32, 34 tilveiebringe kun en forholdsvis liten plass i hvilke det svellende elastomere materialet kan ekstrudere mn i, og dermed i hovedsak styre størrelsen på ekstruderingen
Figurene 3a og 3b viser en ytterligere formasjon 50 som kan påføres en ytre overflate 60s av en rørledning 60. Rørledningen 60 kan være den samme eller en lignende til rørledningene 10, 40 og kan være en bestemt lengde av et brønnrør som er i stand til å bli radielt ekspandert, eller kan omfatte en lengde av bestemte partier av brønnrør som er koblet sammen (for eksempel ved sveising,
skruegjenger etc).
Formasjonen 50 omfatter et antall aksielt avstandsbeliggende bånd 52 som er typiske ringformede bånd, men dette er ikke vesentlig. Båndene 52 er lokalisert symetrisk omkring en vinkelrett akse slik at tetninger skapt ved svelling av det elastomere materialet innenfor båndene holder trykket i begge retninger.
Båndene 52 er typisk festninger av leppetypen. Som det spesielt kan ses av
Figur 3b har båndene 52 et ytre dekke 52o av en ikke-svellende elastomer og et indre parti 52i av et svellende elastomert materiale En ende 52a av båndet 52 er åpen for fluider inne i borehullet, mens det ytre dekket 52o omslutter resten av det elastomere materialet, som dermed i hovedsak hindrer inntrengningen av fluider.
Svellingen av det elastomere materiale i det indre parti 52i er begrenset av det ytre dekket 52o, som dermed presser materialet til å ekspandere ut enden 52a Dette skaper en tetning som vender mot retningen for trykket Med utførelsen vist i Figur 3a er fire tetninger anordnet, med to vendende i en første retning og to vendende i en andre retning. Den andre retning er vanligvis motsatt den første
retning. Dette tilveiebringer en primær og en reservetetning i hver retning, med tetningen vendende mot trykket
Det ytre dekket 52o kan også hjelpe til å hindre eller styre ekstruderingen av det elastomere materialet i det indre parti 52i som beskrevet ovenfor. Således tilveiebringer visse utførelser av den foreliggende oppfinnelse en anordning og fremgangsmåte for å skape tetninger i et borehull som benytter de svellende egenskaper til elastomere materialer for å skape tetninger Disse utførelser av den foreliggende oppfinnelse kan også hindre svelling av materialet inntil rørledningen til hvilke den er påført har blitt radielt ekspandert på stedet. Modifikasjoner og forbedringer kan foretas i det foranstående uten å avvike fra omfanget av den foreliggende oppfinnelse.
Claims (31)
1. Tetning for bruk i et borehull,karakterisert vedat tetningen omfatter et elastomert materiale som er adaptert til å svelle ved kontakt med et aktiviserende middel, hvor det elastomere materialet påføres en ytre overflate av en radielt ekspanderbar rørledning (10).
2. Tetning ifølge krav 1,karakterisert vedat det elastomere materialet omfatter en gummi, NITRILE™, VITON™, AFLAS™, etylenpropylengummier (EPM eller EPDM) eller KALREZ™.
3. Tetning ifølge et av de foregående krav,karakterisert vedat det aktiviserende middel omfatter vann, en vann- eller mineralbasert olje, eller et naturlig forekommende stoff nede i borehullet.
4. Tetning ifølge et av de foregående krav,karakterisert vedat en beholder med det aktiviserende middel er lokalisert ved eller nær det elastomere materiale, og hvor beholderen er konfigurert til å briste ved radiell ekspansjon av rørledningen (10).
5. Tetning ifølge et av de foregående krav,karakterisert vedat det elastomere materialet er påført ved to eller flere aksielt avstandsbeliggende plasseringer på rørledningen (10).
6. Tetning ifølge et av de foregående krav,karakterisert vedat rørledningen (10) er lokalisert i en andre rørledning før den blir radielt ekspandert.
7. Tetning ifølge et av de foregående krav,karakterisert vedat det elastomere materialet er i det minste delvis dekket eller omsluttet av et ikke-svellende og/eller ikke-ekspanderende elastomert materiale, eller en ikke-svellende polymer.
8. Tetning ifølge et av de foregående krav,karakterisert vedat den omfatter en formasjon (20) med minst ett bånd (22) av svellbart elastomert materiale og minst ett bånd av materiale valgt fra gruppen bestående av: et ikke-svellbart elastomert materiale; et ikke-ekspanderbart elastomert materiale, og et ikke-svellbart og ikke-ekspanderbart elastomert materiale.
9. Tetning ifølge krav 8,karakterisert vedat båndet av svellbart elastomert materiale omfatter en tetning av leppetypen.
10. Tetning ifølge et av de foregående krav,karakterisert vedat det elastomere materialet sveller ved kontakt med det aktiviserende fluid på grunn av fluidabsorpsjon av materialet.
11. Tetning ifølge et av de foregående krav,karakterisert vedat det elastomere materialet kan ekspandere gjennom kjemisk angrep som medfører en nedbrytning av kryssforbundne bånd.
12. Tetning ifølge et av de foregående krav,karakterisert vedat den radielt ekspanderbare rørledning (10) omfatter en rørformet kropp som er konfigurert til å bli ekspandert nede i borehullet, hvor det elastomere materialet er anbrakt rundt den rørformede kroppens ytre overflate; hvor den radielt ekspanderbare rørledning er adaptert til å bli ekspandert av en rørformet ekspansjonsanordning; og hvor et dekke er minst delvis anbrakt på en del av det elastomere materiale.
13. Tetning ifølge krav 12,karakterisert vedat ekspansjon av den rørformede kropp bevirker at dekket blir mer permeabelt for et aktiviserende middel.
14. Tetning ifølge krav 12 eller krav 13,karakterisert vedat det elastomere materialet innbefatter minst én hydrokarbonaktivert svellende elastomer og minst én vannaktivert svellende elastomer.
15. Tetning ifølge et av kravene 12-14,karakterisert vedat dekket forhindrer eller kontrollerer svelling av den ene eller flere elastomerer.
16. Fremgangsmåte for å skape en tetning i et borehull,karakterisert vedat fremgangsmåten omfatter trinnene av å tilveiebringe et elastomert materiale; påføre det elastomere materialet på en ytre overflate av en rørledning (10) i borehullet, påføre en radiell ekspansjonskraft på rørledningen (10) for å ekspandere rørledningen (10) i borehullet, og utsette materialet for et aktiviserende middel som bevirker at det elastomere materialet ekspanderes i borehullet.
17. Fremgangsmåte ifølge krav 16,karakterisert vedat fremgangsmåten innbefatter det ytterligere trinn av å plassere rørledningen (10) inne i en andre rørledning for å oppnå en tetning mellom rørledningene.
18. Fremgangsmåte ifølge krav 16 eller 17,karakterisert vedat fremgangsmåten innbefatter det ytterligere trinn av å injisere eller pumpe det aktiviserende middel inn i borehullet.
19. Fremgangsmåte ifølge et av kravene 16-18,karakterisert vedat fremgangsmåten innbefatter anordning av det elastomere materialet i en formasjon (20) som omfatter minst to tilstøtende bånd (22) av forskjellig elastomert materiale.
20. Fremgangsmåte ifølge et av kravene 16-19,karakterisert vedat et ikke-svellende tetnings element er anbrakt tilstøtende det elastomere materialet.
21. Fremgangsmåte i følge et av kravene 16-20,karakterisert vedat det aktiviserende middel er en fluid og at fremgangsmåten omfatter: eksponering av det elastomere materialet for det aktiviserende fluid i brønnbanen; og tetning av brønnbanen som et resultat av svellingen av det elastomere materialet.
22. Fremgangsmåte ifølge et av kravene 16-21,karakterisert vedat det elastomere materialet sveller ved en forsinket hastighet for å muliggjøre plassering av rørledningen (10) ved en forutbestemt plassering.
23. Fremgangsmåte ifølge et av kravene 16-22,karakterisert vedat rørledningen (10) ekspanderes forut for at det elastomere materialet las svelle fullstendig radielt utover.
24. Fremgangsmåte i følge et av kravene 16-23,karakterisert vedat den omfatter: kjøring av rørledningen (10) inn i brønnbanen; og det elastomere materialet anbrakt en ytre overflate av rørledningen (10) sveller og kontakte brønnbanen.
25. Fremgangsmåte ifølge et av kravene 16-24,karakterisert vedat fremgangsmåten ytterligere omfatter anordning av minst en del av det elastomere materialet med et dekke for å forsinke det elastomere materiales svellehastighet.
26. Fremgangsmåte ifølge krav 17,karakterisert vedat den andre rørledning er et foringsrør til brønnbane.
27. Fremgangsmåte i følge et av kravene 16-26,karakterisert vedat den omfatter: anordning av en ekspansjonsanordning inne i rørledningen (10) for radiell ekspansjon av rørledningen (10).
28. Fremgangsmåte i følge et av kravene 16-27,karakterisert vedat rørledningen (10) har en første ikke-ekspandert diameter og er radielt ekspandert til en andre ekspandert diameter som er større enn den ikke-ekspanderte diameter.
29. Fremgangsmåte i følge et av kravene 16-28,karakterisert vedat det aktiviserende middel er en fluid inneholdt i en beholder som er lokalisert nær det elastomere materialet, og hvor beholderen frigjør det aktiviserende middel ved radiell ekspansjon av rørledningen (10).
30. Rørmontering for bruk av tetningen ifølge krav 1 for bruk i en brønnbane,karakterisert vedat monteringen omfatter en radielt ekspanderbar rørledning (10), en andre rørledning og et elastomert materiale som er adaptert til å svelle ved kontakt med et aktiviserende middel, hvor den ekspanderbare rørledning (10) er anordnet inne i den andre rørledningen og hvor det elastomere materialet er anordnet derimellom.
31. Rørmontering ifølge krav 30,karakterisert vedat den radielt ekspanderbare rørledning (10) har en første diameter før radiell ekspansjon, og en andre øket diameter etter radiell ekspansjon.
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
GB0102023A GB0102023D0 (en) | 2001-01-26 | 2001-01-26 | Apparatus and method |
GB0102526A GB0102526D0 (en) | 2001-02-01 | 2001-02-01 | Apparatus and method |
PCT/GB2002/000362 WO2002059452A1 (en) | 2001-01-26 | 2002-01-28 | Device and method to seal boreholes |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20033338D0 NO20033338D0 (no) | 2003-07-24 |
NO20033338L NO20033338L (no) | 2003-09-17 |
NO332449B1 true NO332449B1 (no) | 2012-09-17 |
Family
ID=26245619
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20033338A NO332449B1 (no) | 2001-01-26 | 2003-07-24 | Anordning og fremgangsmate for a tette borehull |
Country Status (6)
Country | Link |
---|---|
US (2) | US7228915B2 (no) |
AU (1) | AU2002225233B2 (no) |
CA (1) | CA2435382C (no) |
GB (1) | GB2388136B (no) |
NO (1) | NO332449B1 (no) |
WO (1) | WO2002059452A1 (no) |
Families Citing this family (178)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
NO312478B1 (no) * | 2000-09-08 | 2002-05-13 | Freyer Rune | Fremgangsmåte for å tette ringrom ved oljeproduksjon |
US7228915B2 (en) * | 2001-01-26 | 2007-06-12 | E2Tech Limited | Device and method to seal boreholes |
MY135121A (en) * | 2001-07-18 | 2008-02-29 | Shell Int Research | Wellbore system with annular seal member |
US6722427B2 (en) | 2001-10-23 | 2004-04-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wear-resistant, variable diameter expansion tool and expansion methods |
US7284603B2 (en) | 2001-11-13 | 2007-10-23 | Schlumberger Technology Corporation | Expandable completion system and method |
US7066284B2 (en) * | 2001-11-14 | 2006-06-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for a monodiameter wellbore, monodiameter casing, monobore, and/or monowell |
US7040404B2 (en) * | 2001-12-04 | 2006-05-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for sealing an expandable tubular in a wellbore |
GB0131019D0 (en) * | 2001-12-27 | 2002-02-13 | Weatherford Lamb | Bore isolation |
US6883611B2 (en) | 2002-04-12 | 2005-04-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sealed multilateral junction system |
DE60325287D1 (de) | 2002-08-23 | 2009-01-22 | Baker Hughes Inc | Selbstgeformter Bohrlochfilter |
US7644773B2 (en) | 2002-08-23 | 2010-01-12 | Baker Hughes Incorporated | Self-conforming screen |
US6935432B2 (en) | 2002-09-20 | 2005-08-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for forming an annular barrier in a wellbore |
US7828068B2 (en) | 2002-09-23 | 2010-11-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for thermal change compensation in an annular isolator |
US6854522B2 (en) * | 2002-09-23 | 2005-02-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Annular isolators for expandable tubulars in wellbores |
US6840325B2 (en) | 2002-09-26 | 2005-01-11 | Weatherford/Lamb, Inc. | Expandable connection for use with a swelling elastomer |
NO318358B1 (no) | 2002-12-10 | 2005-03-07 | Rune Freyer | Anordning ved kabelgjennomforing i en svellende pakning |
US6834725B2 (en) | 2002-12-12 | 2004-12-28 | Weatherford/Lamb, Inc. | Reinforced swelling elastomer seal element on expandable tubular |
US6907937B2 (en) | 2002-12-23 | 2005-06-21 | Weatherford/Lamb, Inc. | Expandable sealing apparatus |
GB0303152D0 (en) | 2003-02-12 | 2003-03-19 | Weatherford Lamb | Seal |
US6988557B2 (en) | 2003-05-22 | 2006-01-24 | Weatherford/Lamb, Inc. | Self sealing expandable inflatable packers |
GB0412131D0 (en) * | 2004-05-29 | 2004-06-30 | Weatherford Lamb | Coupling and seating tubulars in a bore |
BRPI0413004B1 (pt) * | 2003-07-29 | 2016-04-19 | Shell Int Research | sistema e método para vedar um espaço em um furo de poço formado em uma formação terrestre |
US6976542B2 (en) * | 2003-10-03 | 2005-12-20 | Baker Hughes Incorporated | Mud flow back valve |
WO2005052308A1 (en) | 2003-11-25 | 2005-06-09 | Baker Hughes Incorporated | Swelling layer inflatable |
US7584795B2 (en) | 2004-01-29 | 2009-09-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sealed branch wellbore transition joint |
US7213652B2 (en) | 2004-01-29 | 2007-05-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sealed branch wellbore transition joint |
AU2005224376B2 (en) * | 2004-03-11 | 2008-09-04 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | System for sealing an annular space in a wellbore |
GB2428263B (en) * | 2004-03-12 | 2008-07-30 | Schlumberger Holdings | Sealing system and method for use in a well |
AU2011205159B2 (en) * | 2004-05-25 | 2012-04-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | A method and a device for expanding a body under overpressure |
NO325434B1 (no) * | 2004-05-25 | 2008-05-05 | Easy Well Solutions As | Fremgangsmate og anordning for a ekspandere et legeme under overtrykk |
EP1759086B1 (en) * | 2004-06-25 | 2009-07-29 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Screen for controlling sand production in a wellbore |
WO2006015277A1 (en) * | 2004-07-30 | 2006-02-09 | Baker Hughes Incorporated | Downhole inflow control device with shut-off feature |
US7322412B2 (en) * | 2004-08-30 | 2008-01-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Casing shoes and methods of reverse-circulation cementing of casing |
EP1805391B1 (en) * | 2004-10-27 | 2008-12-03 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Downhole swellable seal |
MY143661A (en) * | 2004-11-18 | 2011-06-30 | Shell Int Research | Method of sealing an annular space in a wellbore |
NO322718B1 (no) * | 2004-12-16 | 2006-12-04 | Easy Well Solutions As | Fremgangsmate og anordning for tetting av et med stopemasse ufullstendig fylt rom |
CA2530969C (en) | 2004-12-21 | 2010-05-18 | Schlumberger Canada Limited | Water shut off method and apparatus |
US7422071B2 (en) * | 2005-01-31 | 2008-09-09 | Hills, Inc. | Swelling packer with overlapping petals |
GB2438102A (en) * | 2005-01-31 | 2007-11-14 | Shell Int Research | Method of installing an expandable tubular in a wellbore |
US7373991B2 (en) | 2005-07-18 | 2008-05-20 | Schlumberger Technology Corporation | Swellable elastomer-based apparatus, oilfield elements comprising same, and methods of using same in oilfield applications |
US7341106B2 (en) * | 2005-07-21 | 2008-03-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for wellbore strengthening and controlling fluid circulation loss |
US7407007B2 (en) | 2005-08-26 | 2008-08-05 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for isolating flow in a shunt tube |
US7543640B2 (en) | 2005-09-01 | 2009-06-09 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for controlling undesirable fluid incursion during hydrocarbon production |
US7661471B2 (en) * | 2005-12-01 | 2010-02-16 | Baker Hughes Incorporated | Self energized backup system for packer sealing elements |
EP1793078A1 (en) * | 2005-12-05 | 2007-06-06 | Services Petroliers Schlumberger | Method and apparatus for well construction |
US7478678B2 (en) * | 2005-12-21 | 2009-01-20 | Baker Hughes Incorporated | Time release downhole trigger |
US7392841B2 (en) * | 2005-12-28 | 2008-07-01 | Baker Hughes Incorporated | Self boosting packing element |
US7552777B2 (en) | 2005-12-28 | 2009-06-30 | Baker Hughes Incorporated | Self-energized downhole tool |
US7387158B2 (en) * | 2006-01-18 | 2008-06-17 | Baker Hughes Incorporated | Self energized packer |
US7703539B2 (en) * | 2006-03-21 | 2010-04-27 | Warren Michael Levy | Expandable downhole tools and methods of using and manufacturing same |
US8453746B2 (en) | 2006-04-20 | 2013-06-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well tools with actuators utilizing swellable materials |
US7802621B2 (en) | 2006-04-24 | 2010-09-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Inflow control devices for sand control screens |
US7452161B2 (en) * | 2006-06-08 | 2008-11-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus for sealing and isolating pipelines |
US7296597B1 (en) | 2006-06-08 | 2007-11-20 | Halliburton Energy Services Inc. | Methods for sealing and isolating pipelines |
US7478676B2 (en) | 2006-06-09 | 2009-01-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and devices for treating multiple-interval well bores |
US7575062B2 (en) * | 2006-06-09 | 2009-08-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and devices for treating multiple-interval well bores |
US7441596B2 (en) * | 2006-06-23 | 2008-10-28 | Baker Hughes Incorporated | Swelling element packer and installation method |
US7717180B2 (en) * | 2006-06-29 | 2010-05-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Swellable elastomers and associated methods |
US7552767B2 (en) * | 2006-07-14 | 2009-06-30 | Baker Hughes Incorporated | Closeable open cell foam for downhole use |
US7562704B2 (en) * | 2006-07-14 | 2009-07-21 | Baker Hughes Incorporated | Delaying swelling in a downhole packer element |
US7552768B2 (en) * | 2006-07-26 | 2009-06-30 | Baker Hughes Incorporated | Swelling packer element with enhanced sealing force |
WO2008051250A2 (en) * | 2006-10-20 | 2008-05-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Swellable packer construction for continuous or segmented tubing |
US20080099201A1 (en) * | 2006-10-31 | 2008-05-01 | Sponchia Barton F | Contaminant excluding junction and method |
US7712541B2 (en) * | 2006-11-01 | 2010-05-11 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for protecting downhole components during deployment and wellbore conditioning |
EP2087199A4 (en) * | 2006-11-15 | 2015-09-16 | Halliburton Energy Services Inc | DRILLING TOOL WITH SOURCE AND INTEGRATED FLUID TO INTRODUCE THE SOURCE |
GB2444060B (en) * | 2006-11-21 | 2008-12-17 | Swelltec Ltd | Downhole apparatus and method |
US7921924B2 (en) * | 2006-12-14 | 2011-04-12 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for controlling actuation of a well component |
US7909088B2 (en) * | 2006-12-20 | 2011-03-22 | Baker Huges Incorporated | Material sensitive downhole flow control device |
US7467664B2 (en) * | 2006-12-22 | 2008-12-23 | Baker Hughes Incorporated | Production actuated mud flow back valve |
EP2129865B1 (en) | 2007-02-06 | 2018-11-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Swellable packer with enhanced sealing capability |
GB2446399B (en) * | 2007-02-07 | 2009-07-15 | Swelltec Ltd | Downhole apparatus and method |
ATE474031T1 (de) | 2007-04-06 | 2010-07-15 | Schlumberger Services Petrol | Verfahren und zusammensetzung zur zonenisolierung eines bohrlochs |
US20080264647A1 (en) * | 2007-04-27 | 2008-10-30 | Schlumberger Technology Corporation | Shape memory materials for downhole tool applications |
DE102008026079A1 (de) * | 2007-05-31 | 2008-12-04 | Dynaenergetics Gmbh & Co. Kg | Verfahren zur Komplettierung eines Bohrlochs |
CA2696034A1 (en) | 2007-08-20 | 2009-02-26 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method of creating an annular seal around a tubular element |
US9004155B2 (en) | 2007-09-06 | 2015-04-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Passive completion optimization with fluid loss control |
US20090084539A1 (en) * | 2007-09-28 | 2009-04-02 | Ping Duan | Downhole sealing devices having a shape-memory material and methods of manufacturing and using same |
US7878245B2 (en) | 2007-10-10 | 2011-02-01 | Halliburton Energy Services Inc. | Cement compositions comprising a high-density particulate elastomer and associated methods |
WO2009047496A2 (en) * | 2007-10-10 | 2009-04-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions comprising a high-density particulate elastomer and associated methods |
US8096351B2 (en) | 2007-10-19 | 2012-01-17 | Baker Hughes Incorporated | Water sensing adaptable in-flow control device and method of use |
US7942206B2 (en) | 2007-10-12 | 2011-05-17 | Baker Hughes Incorporated | In-flow control device utilizing a water sensitive media |
US8312931B2 (en) | 2007-10-12 | 2012-11-20 | Baker Hughes Incorporated | Flow restriction device |
US7775277B2 (en) | 2007-10-19 | 2010-08-17 | Baker Hughes Incorporated | Device and system for well completion and control and method for completing and controlling a well |
US7793714B2 (en) * | 2007-10-19 | 2010-09-14 | Baker Hughes Incorporated | Device and system for well completion and control and method for completing and controlling a well |
US8544548B2 (en) | 2007-10-19 | 2013-10-01 | Baker Hughes Incorporated | Water dissolvable materials for activating inflow control devices that control flow of subsurface fluids |
US7891430B2 (en) * | 2007-10-19 | 2011-02-22 | Baker Hughes Incorporated | Water control device using electromagnetics |
US7913765B2 (en) | 2007-10-19 | 2011-03-29 | Baker Hughes Incorporated | Water absorbing or dissolving materials used as an in-flow control device and method of use |
US8069921B2 (en) | 2007-10-19 | 2011-12-06 | Baker Hughes Incorporated | Adjustable flow control devices for use in hydrocarbon production |
US7918272B2 (en) | 2007-10-19 | 2011-04-05 | Baker Hughes Incorporated | Permeable medium flow control devices for use in hydrocarbon production |
US7775271B2 (en) * | 2007-10-19 | 2010-08-17 | Baker Hughes Incorporated | Device and system for well completion and control and method for completing and controlling a well |
US7913755B2 (en) * | 2007-10-19 | 2011-03-29 | Baker Hughes Incorporated | Device and system for well completion and control and method for completing and controlling a well |
US7789139B2 (en) * | 2007-10-19 | 2010-09-07 | Baker Hughes Incorporated | Device and system for well completion and control and method for completing and controlling a well |
US7784543B2 (en) | 2007-10-19 | 2010-08-31 | Baker Hughes Incorporated | Device and system for well completion and control and method for completing and controlling a well |
US20090101354A1 (en) * | 2007-10-19 | 2009-04-23 | Baker Hughes Incorporated | Water Sensing Devices and Methods Utilizing Same to Control Flow of Subsurface Fluids |
US7631695B2 (en) * | 2007-10-22 | 2009-12-15 | Schlumberger Technology Corporation | Wellbore zonal isolation system and method |
US20090101344A1 (en) * | 2007-10-22 | 2009-04-23 | Baker Hughes Incorporated | Water Dissolvable Released Material Used as Inflow Control Device |
US7918275B2 (en) | 2007-11-27 | 2011-04-05 | Baker Hughes Incorporated | Water sensitive adaptive inflow control using couette flow to actuate a valve |
WO2009073538A1 (en) * | 2007-11-30 | 2009-06-11 | Baker Hughes Incorporated | Downhole tool with capillary biasing system |
US8474535B2 (en) | 2007-12-18 | 2013-07-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well screen inflow control device with check valve flow controls |
US20090176667A1 (en) * | 2008-01-03 | 2009-07-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Expandable particulates and methods of their use in subterranean formations |
US8555961B2 (en) * | 2008-01-07 | 2013-10-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Swellable packer with composite material end rings |
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 |
US9004182B2 (en) * | 2008-02-15 | 2015-04-14 | Baker Hughes Incorporated | Expandable downhole actuator, method of making and method of actuating |
US20090205842A1 (en) * | 2008-02-15 | 2009-08-20 | Peter Williamson | On-site assemblable packer element for downwell packing system |
US7994257B2 (en) * | 2008-02-15 | 2011-08-09 | Stowe Woodward, Llc | Downwell system with swellable packer element and composition for same |
US20090205817A1 (en) * | 2008-02-15 | 2009-08-20 | Gustafson Eric J | Downwell system with differentially swellable packer |
US20090205818A1 (en) * | 2008-02-15 | 2009-08-20 | Jurgen Klunge | Downwell system with swellable packer including blowing agent |
US20090205841A1 (en) * | 2008-02-15 | 2009-08-20 | Jurgen Kluge | Downwell system with activatable swellable packer |
US9551201B2 (en) | 2008-02-19 | 2017-01-24 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Apparatus and method of zonal isolation |
EP2255063B1 (en) * | 2008-02-19 | 2019-10-16 | Weatherford Technology Holdings, LLC | Expandable packer |
CA2684817C (en) * | 2008-12-12 | 2017-09-12 | Maoz Betzer-Zilevitch | Steam generation process and system for enhanced oil recovery |
US8839849B2 (en) | 2008-03-18 | 2014-09-23 | Baker Hughes Incorporated | Water sensitive variable counterweight device driven by osmosis |
US7992637B2 (en) | 2008-04-02 | 2011-08-09 | Baker Hughes Incorporated | Reverse flow in-flow control device |
EP2113546A1 (en) * | 2008-04-28 | 2009-11-04 | Schlumberger Holdings Limited | Swellable compositions for borehole applications |
US8931570B2 (en) | 2008-05-08 | 2015-01-13 | Baker Hughes Incorporated | Reactive in-flow control device for subterranean wellbores |
US7762341B2 (en) * | 2008-05-13 | 2010-07-27 | Baker Hughes Incorporated | Flow control device utilizing a reactive media |
US7789152B2 (en) * | 2008-05-13 | 2010-09-07 | Baker Hughes Incorporated | Plug protection system and method |
US8113292B2 (en) | 2008-05-13 | 2012-02-14 | Baker Hughes Incorporated | Strokable liner hanger and method |
US8555958B2 (en) | 2008-05-13 | 2013-10-15 | Baker Hughes Incorporated | Pipeless steam assisted gravity drainage system and method |
US8171999B2 (en) | 2008-05-13 | 2012-05-08 | Baker Huges Incorporated | Downhole flow control device and method |
US7779924B2 (en) * | 2008-05-29 | 2010-08-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for use in a wellbore |
US7681653B2 (en) * | 2008-08-04 | 2010-03-23 | Baker Hughes Incorporated | Swelling delay cover for a packer |
US7866406B2 (en) | 2008-09-22 | 2011-01-11 | Baker Hughes Incorporated | System and method for plugging a downhole wellbore |
US7942199B2 (en) * | 2008-10-20 | 2011-05-17 | Tesco Corporation | Method for installing wellbore string devices |
US7841417B2 (en) * | 2008-11-24 | 2010-11-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Use of swellable material in an annular seal element to prevent leakage in a subterranean well |
US8225880B2 (en) * | 2008-12-02 | 2012-07-24 | Schlumberger Technology Corporation | Method and system for zonal isolation |
US8408315B2 (en) * | 2008-12-12 | 2013-04-02 | Smith International, Inc. | Multilateral expandable seal |
US8047298B2 (en) | 2009-03-24 | 2011-11-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well tools utilizing swellable materials activated on demand |
US8157019B2 (en) * | 2009-03-27 | 2012-04-17 | Baker Hughes Incorporated | Downhole swellable sealing system and method |
US8087459B2 (en) * | 2009-03-31 | 2012-01-03 | Weatherford/Lamb, Inc. | Packer providing multiple seals and having swellable element isolatable from the wellbore |
EP2432969B1 (en) * | 2009-05-20 | 2018-06-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Formation tester pad |
US8132624B2 (en) | 2009-06-02 | 2012-03-13 | Baker Hughes Incorporated | Permeability flow balancing within integral screen joints and method |
US8056627B2 (en) | 2009-06-02 | 2011-11-15 | Baker Hughes Incorporated | Permeability flow balancing within integral screen joints and method |
US8151881B2 (en) | 2009-06-02 | 2012-04-10 | Baker Hughes Incorporated | Permeability flow balancing within integral screen joints |
US20100307770A1 (en) * | 2009-06-09 | 2010-12-09 | Baker Hughes Incorporated | Contaminant excluding junction and method |
US8807216B2 (en) | 2009-06-15 | 2014-08-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions comprising particulate foamed elastomers and associated methods |
US8893809B2 (en) | 2009-07-02 | 2014-11-25 | Baker Hughes Incorporated | Flow control device with one or more retrievable elements and related methods |
US8550166B2 (en) | 2009-07-21 | 2013-10-08 | Baker Hughes Incorporated | Self-adjusting in-flow control device |
US9016371B2 (en) | 2009-09-04 | 2015-04-28 | Baker Hughes Incorporated | Flow rate dependent flow control device and methods for using same in a wellbore |
US8474525B2 (en) | 2009-09-18 | 2013-07-02 | David R. VAN DE VLIERT | Geothermal liner system with packer |
US20110086942A1 (en) * | 2009-10-09 | 2011-04-14 | Schlumberger Technology Corporation | Reinforced elastomers |
US8261842B2 (en) | 2009-12-08 | 2012-09-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Expandable wellbore liner system |
US8291976B2 (en) | 2009-12-10 | 2012-10-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fluid flow control device |
GB2492292B (en) | 2010-03-18 | 2016-10-19 | Statoil Petroleum As | Flow control device and flow control method |
US8302696B2 (en) * | 2010-04-06 | 2012-11-06 | Baker Hughes Incorporated | Actuator and tubular actuator |
EP2404975A1 (en) | 2010-04-20 | 2012-01-11 | Services Pétroliers Schlumberger | Composition for well cementing comprising a compounded elastomer swelling additive |
GB201009395D0 (en) * | 2010-06-04 | 2010-07-21 | Swelltec Ltd | Well intervention and control method and apparatus |
US9464500B2 (en) | 2010-08-27 | 2016-10-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Rapid swelling and un-swelling materials in well tools |
US20120090857A1 (en) * | 2010-10-15 | 2012-04-19 | Baker Hughes Incorporated | Swellable Member, Swell Controlling Arrangement and Method of Controlling Swelling of a Swellable Member |
US8490707B2 (en) | 2011-01-11 | 2013-07-23 | Schlumberger Technology Corporation | Oilfield apparatus and method comprising swellable elastomers |
US8459366B2 (en) | 2011-03-08 | 2013-06-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Temperature dependent swelling of a swellable material |
EP2538018A1 (en) * | 2011-06-23 | 2012-12-26 | Welltec A/S | An annular barrier with external seal |
US20130056227A1 (en) * | 2011-09-02 | 2013-03-07 | Schlumberger Technology Corporation | Swell-based inflation packer |
WO2013070082A1 (en) | 2011-11-11 | 2013-05-16 | Ruma Products Holding B.V. | Use of swellable elastomeric polymer materials |
US9845657B2 (en) * | 2011-11-18 | 2017-12-19 | Ruma Products Holding B.V. | Seal sleeve and assembly including such a seal sleeve |
DK2859176T3 (en) | 2012-06-08 | 2017-10-23 | Halliburton Energy Services Inc | Swellable packer with improved anchoring and / or sealability |
GB201211716D0 (en) * | 2012-07-02 | 2012-08-15 | Meta Downhole Ltd | A liner tieback connection |
WO2014006374A2 (en) | 2012-07-06 | 2014-01-09 | Meta Downhole Limited | A tubular connection |
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 |
US9284813B2 (en) * | 2013-06-10 | 2016-03-15 | Freudenberg Oil & Gas, Llc | Swellable energizers for oil and gas wells |
CN104343408A (zh) * | 2013-08-09 | 2015-02-11 | 胜利油田胜机石油装备有限公司 | 一种充填永固式管外封隔方法及其工具 |
MY182867A (en) | 2013-11-14 | 2021-02-05 | Halliburton Energy Services Inc | Window assembly with bypass restrictor |
CA2842406C (en) * | 2014-02-07 | 2016-11-01 | Suncor Energy Inc. | Methods for preserving zonal isolation within a subterranean formation |
US9611700B2 (en) | 2014-02-11 | 2017-04-04 | Saudi Arabian Oil Company | Downhole self-isolating wellbore drilling systems |
NL2013568B1 (en) * | 2014-10-03 | 2016-10-03 | Ruma Products Holding B V | Seal and assembly comprising the seal and method for applying the seal. |
US20180156006A1 (en) * | 2015-05-05 | 2018-06-07 | Risun Oilflow Solutions Inc. | Swellable choke packer |
WO2017052503A1 (en) * | 2015-09-22 | 2017-03-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Packer element protection from incompatible fluids |
MX2018015435A (es) * | 2016-07-22 | 2019-04-22 | Halliburton Energy Services Inc | Proteccion de elemento empacador consumible para tiempos de insercion mejorados. |
US20190211642A1 (en) * | 2016-09-27 | 2019-07-11 | Shell Oil Company | System, method, and sleeve, for cladding an underground wellbore passage |
US10260295B2 (en) | 2017-05-26 | 2019-04-16 | Saudi Arabian Oil Company | Mitigating drilling circulation loss |
US10458194B2 (en) * | 2017-07-10 | 2019-10-29 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Mandrel supported flexible support ring assembly |
CA3098963A1 (en) | 2018-06-13 | 2019-12-19 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method of preparing a wellbore tubular comprising an elastomer sleeve |
US10641056B2 (en) | 2018-06-20 | 2020-05-05 | Exacta-Frac Energy Services, Inc. | High-expansion packer elements |
US10557074B2 (en) | 2018-06-29 | 2020-02-11 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Methods of cementing a wellbore with the use of an oil swellable elastomer |
WO2020145936A1 (en) * | 2019-01-07 | 2020-07-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method to attain full annular coverage during cementing or mud circulation |
WO2023131683A1 (en) * | 2022-01-07 | 2023-07-13 | Welltec Oilfield Solutions Ag | Downhole expandable metal tubular |
EP4223976A1 (en) * | 2022-02-04 | 2023-08-09 | Welltec Oilfield Solutions AG | Downhole expandable metal tubular |
Family Cites Families (61)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US1525368A (en) * | 1923-07-16 | 1925-02-03 | Jarret L Cameron | Oil-well seal |
US2069212A (en) * | 1935-04-09 | 1937-02-02 | Malcolm R Buffington | Packing ring |
US2814947A (en) | 1955-07-21 | 1957-12-03 | Union Oil Co | Indicating and plugging apparatus for oil wells |
US2945541A (en) * | 1955-10-17 | 1960-07-19 | Union Oil Co | Well packer |
GB797791A (en) | 1955-11-25 | 1958-07-09 | Alexander Osmond Champion | Safety vent plug |
GB925292A (en) | 1959-07-03 | 1963-05-08 | Burtonwood Engineering Company | Improvements relating to sealing rings for shafts |
US3509016A (en) * | 1966-02-16 | 1970-04-28 | Goodyear Tire & Rubber | Self-sealing fuel cell wall |
US3385367A (en) * | 1966-12-07 | 1968-05-28 | Kollsman Paul | Sealing device for perforated well casing |
US3740360A (en) * | 1970-11-12 | 1973-06-19 | Dow Chemical Co | Sealing composition and method |
US3900378A (en) | 1971-11-01 | 1975-08-19 | Union Carbide Corp | Hydrogels from radiation crosslinked blends of hydrophilic polymers and fillers |
US4041231A (en) | 1974-03-13 | 1977-08-09 | The Dow Chemical Company | Water swellable articles |
US4008353A (en) | 1974-03-13 | 1977-02-15 | The Dow Chemical Company | Water swellable articles |
US4059552A (en) | 1974-06-21 | 1977-11-22 | The Dow Chemical Company | Cross-linked water-swellable polymer particles |
US4172066A (en) | 1974-06-21 | 1979-10-23 | The Dow Chemical Company | Cross-linked, water-swellable polymer microgels |
US3918523A (en) * | 1974-07-11 | 1975-11-11 | Ivan L Stuber | Method and means for implanting casing |
US4137970A (en) * | 1977-04-20 | 1979-02-06 | The Dow Chemical Company | Packer with chemically activated sealing member and method of use thereof |
US4138382A (en) | 1978-05-01 | 1979-02-06 | Dow Corning Corporation | Hydrophilic, water-swellable, crosslinked, copolymer gel and prosthesis employing same |
US4612985A (en) | 1985-07-24 | 1986-09-23 | Baker Oil Tools, Inc. | Seal assembly for well tools |
US4862967A (en) * | 1986-05-12 | 1989-09-05 | Baker Oil Tools, Inc. | Method of employing a coated elastomeric packing element |
GB2197363B (en) * | 1986-11-14 | 1990-09-12 | Univ Waterloo | Packing seal for boreholes |
DE3639895C1 (de) | 1986-11-21 | 1988-03-24 | Freudenberg Carl Fa | Quellfaehige Kabelbandage und Verfahren zu ihrer Herstellung |
US4895909A (en) | 1987-02-19 | 1990-01-23 | The Dow Chemical Company | Imbiber polymers alkylated after polymerization |
GB8705698D0 (en) | 1987-03-11 | 1987-04-15 | Shell Int Research | Water-swellable crosslinked polymers |
US4836940A (en) * | 1987-09-14 | 1989-06-06 | American Colloid Company | Composition and method of controlling lost circulation from wellbores |
US5374684A (en) | 1989-01-24 | 1994-12-20 | The Dow Chemical Company | Method for making aggregates or clusters of water-swellable polymers having increased hydration rate over unassociated water-swellable polymers |
US4919989A (en) * | 1989-04-10 | 1990-04-24 | American Colloid Company | Article for sealing well castings in the earth |
US5086841A (en) * | 1989-06-19 | 1992-02-11 | Nalco Chemical Company | Method of reducing circulation fluid loss using water absorbing polymer |
US5126400A (en) | 1990-07-30 | 1992-06-30 | Dow Corning Corporation | Reinforced polyorganosiloxane elastomers |
GB2248255B (en) * | 1990-09-27 | 1994-11-16 | Solinst Canada Ltd | Borehole packer |
US5191173A (en) | 1991-04-22 | 1993-03-02 | Otis Engineering Corporation | Electrical cable in reeled tubing |
JPH0799076B2 (ja) | 1991-06-11 | 1995-10-25 | 応用地質株式会社 | 吸水膨張性止水材及びそれを用いる止水工法 |
SE9200730L (sv) | 1992-03-09 | 1993-06-28 | Anders Nelson | Saett att vid bergborrning utfoera avtaetning mellan foderroer och borrhaal jaemte anordning foer saettets genomfoerande |
EP0564741B1 (en) * | 1992-04-07 | 1998-11-04 | Ashimori Industry Co., Ltd. | Method and apparatus for repairing a pipeline, and adapted repair material |
US5416160A (en) | 1992-06-19 | 1995-05-16 | The Dow Chemical Company | Water-swellable polymers having improved color |
NL9401433A (nl) | 1994-09-02 | 1996-04-01 | Univ Utrecht | Synthetische zwelbare kleimineralen. |
US5657822A (en) * | 1995-05-03 | 1997-08-19 | James; Melvyn C. | Drill hole plugging method utilizing layered sodium bentonite and liquid retaining particles |
US5611400A (en) * | 1995-05-03 | 1997-03-18 | James; Melvyn C. | Drill hole plugging capsule |
DE19538025C2 (de) | 1995-10-12 | 2001-03-29 | Fraunhofer Ges Forschung | Sulfonierte Polyaryletherketone |
JPH09151686A (ja) | 1995-11-29 | 1997-06-10 | Oyo Corp | 孔内パッキング方法 |
US5821452A (en) | 1997-03-14 | 1998-10-13 | Baker Hughes Incorporated | Coiled tubing supported electrical cable having clamped elastomer supports |
DE19748631A1 (de) | 1997-11-04 | 1999-05-06 | Fraunhofer Ges Forschung | Sicherheitsabdichtung für flüssige Systeme unter Einsatz von quellfähigen Polymeren |
DE19800489A1 (de) * | 1998-01-09 | 1999-07-15 | Thomas Prof Dr Mang | Polysaccharidhaltige Dichtungszusammensetzung |
JP3550026B2 (ja) | 1998-08-21 | 2004-08-04 | 信男 中山 | ボーリング孔の遮水具及びこれを用いた遮水方法 |
EP1582274A3 (en) * | 1998-12-22 | 2006-02-08 | Weatherford/Lamb, Inc. | Procedures and equipment for profiling and jointing of pipes |
DE19915667A1 (de) | 1999-04-07 | 2000-10-19 | Fraunhofer Ges Forschung | Abdichtung von Durchführungen sowie Verfahren zur Abdichtung von Durchführungen |
US6431282B1 (en) | 1999-04-09 | 2002-08-13 | Shell Oil Company | Method for annular sealing |
DE19945157C1 (de) | 1999-09-21 | 2001-07-12 | Fraunhofer Ges Forschung | Dichtungen für Rohrverbindungen |
GB9923092D0 (en) | 1999-09-30 | 1999-12-01 | Solinst Canada Ltd | System for introducing granular material into a borehole |
NO312478B1 (no) | 2000-09-08 | 2002-05-13 | Freyer Rune | Fremgangsmåte for å tette ringrom ved oljeproduksjon |
US7228915B2 (en) * | 2001-01-26 | 2007-06-12 | E2Tech Limited | Device and method to seal boreholes |
MY135121A (en) * | 2001-07-18 | 2008-02-29 | Shell Int Research | Wellbore system with annular seal member |
US20030070811A1 (en) * | 2001-10-12 | 2003-04-17 | Robison Clark E. | Apparatus and method for perforating a subterranean formation |
US6820690B2 (en) * | 2001-10-22 | 2004-11-23 | Schlumberger Technology Corp. | Technique utilizing an insertion guide within a wellbore |
US7644773B2 (en) * | 2002-08-23 | 2010-01-12 | Baker Hughes Incorporated | Self-conforming screen |
US6935432B2 (en) * | 2002-09-20 | 2005-08-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for forming an annular barrier in a wellbore |
US6854522B2 (en) * | 2002-09-23 | 2005-02-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Annular isolators for expandable tubulars in wellbores |
US6840325B2 (en) * | 2002-09-26 | 2005-01-11 | Weatherford/Lamb, Inc. | Expandable connection for use with a swelling elastomer |
US6834725B2 (en) * | 2002-12-12 | 2004-12-28 | Weatherford/Lamb, Inc. | Reinforced swelling elastomer seal element on expandable tubular |
US6907937B2 (en) * | 2002-12-23 | 2005-06-21 | Weatherford/Lamb, Inc. | Expandable sealing apparatus |
US6988557B2 (en) * | 2003-05-22 | 2006-01-24 | Weatherford/Lamb, Inc. | Self sealing expandable inflatable packers |
US7243732B2 (en) * | 2003-09-26 | 2007-07-17 | Baker Hughes Incorporated | Zonal isolation using elastic memory foam |
-
2002
- 2002-01-28 US US10/470,199 patent/US7228915B2/en not_active Expired - Lifetime
- 2002-01-28 GB GB0317296A patent/GB2388136B/en not_active Expired - Lifetime
- 2002-01-28 WO PCT/GB2002/000362 patent/WO2002059452A1/en active IP Right Grant
- 2002-01-28 AU AU2002225233A patent/AU2002225233B2/en not_active Expired
- 2002-01-28 CA CA002435382A patent/CA2435382C/en not_active Expired - Lifetime
-
2003
- 2003-07-24 NO NO20033338A patent/NO332449B1/no not_active IP Right Cessation
-
2007
- 2007-06-11 US US11/761,283 patent/US7578354B2/en not_active Expired - Lifetime
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
US20080000646A1 (en) | 2008-01-03 |
NO20033338L (no) | 2003-09-17 |
US20040194971A1 (en) | 2004-10-07 |
WO2002059452A1 (en) | 2002-08-01 |
GB2388136A (en) | 2003-11-05 |
AU2002225233B2 (en) | 2007-08-02 |
US7578354B2 (en) | 2009-08-25 |
GB2388136B (en) | 2005-05-18 |
CA2435382C (en) | 2007-06-19 |
US7228915B2 (en) | 2007-06-12 |
CA2435382A1 (en) | 2002-08-01 |
GB0317296D0 (en) | 2003-08-27 |
NO20033338D0 (no) | 2003-07-24 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO332449B1 (no) | Anordning og fremgangsmate for a tette borehull | |
US7690437B2 (en) | Methods and apparatus for well construction | |
AU2002225233A1 (en) | Device and method to seal boreholes | |
EP1756395B1 (en) | A method and a device for expanding a body under overpressure | |
CA2557830C (en) | A method and a device for sealing a void incompletely filled with a cast material | |
US7458423B2 (en) | Method of sealing an annulus surrounding a slotted liner | |
US8689894B2 (en) | Method and composition for zonal isolation of a well | |
US8997854B2 (en) | Swellable packer anchors | |
RU2411347C2 (ru) | Скважинная система, проходящая через соляной слой | |
US20160194933A1 (en) | Improved Isolation Barrier | |
BR0211253B1 (pt) | sistema de furo de poço. | |
MX2010010530A (es) | Ancla de perforacion de pozo y sistema de aislamiento. | |
CA3141713C (en) | Swellable rubber element that also creates a cup packer | |
US20130092401A1 (en) | Method and Flexible Bodies for Subterrain Sealing | |
US8353355B2 (en) | Drill string/annulus sealing with swellable materials |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
CREP | Change of representative |
Representative=s name: MURGITROYD & COMPANY LTD, 165-169 |
|
MK1K | Patent expired |